Caracterização da rede electrica da RAM - Tres

Transcrição

Caracterização da Rede Eléctrica da
Região Autónoma da Madeira
Sócio: AREAM-Agência Regional da Energia e Ambiente da Região
Autónoma da Madeira
Autor: AREAM-Agência Regional da Energia e Ambiente da Região
Autónoma da Madeira
Data: Novembro de 2010
PROGRAMA MAC 2007 - 2013
Código: MAC/2/C113
TRES
TRansição para um modelo Energético Sustentável para
a Madeira, Açores e Canárias
ÍNDICE
1.
Objectivo ...................................................................................................................... 5
1.1. Resumo dos dados gerais da rede ........................................................................... 5
2.
Dados gerais da rede ................................................................................................... 5
2.1. Resumo dos dados gerais da rede ........................................................................... 5
2.1.1.
Subestações ..................................................................................................... 6
2.1.2.
Postos de transformação................................................................................... 6
2.1.3.
Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição.......................................... 6
2.1.4.
Características do sistema electroprodutor........................................................ 7
2.2. Grupos de geração convencional ............................................................................. 7
2.2.1.
Centrais Térmicas ............................................................................................. 7
2.2.2.
Centrais Hídricas ............................................................................................. 16
2.3. Grupos de geração em regime especial ................................................................. 43
2.3.1.
Geração eólica. ............................................................................................... 43
2.4. Transformadores .................................................................................................... 47
2.5. Subestações. Barras de conexão. .......................................................................... 48
2.5.1.
Novas subestações/aumentos de potência ..................................................... 49
2.5.2.
Painéis existentes nas subestações ................................................................ 50
2.5.3.
Energia emitida por nó de rede ....................................................................... 53
2.5.4.
Potências de curto-circuito .............................................................................. 54
2.6. Linhas de transporte e distribuição ......................................................................... 57
2.6.1.
Rede de Transporte do SEPM......................................................................... 57
2.6.2.
Rede de Distribuição MT do SEPM ................................................................. 64
2.7. Cargas ................................................................................................................... 67
2.7.1.
3.
Cargas verificadas nas subestações ............................................................... 67
Ligação à terra............................................................................................................ 69
Caracterização da Rede Eléctrica da Região Autónoma da Madeira
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4.
Gestão técnica global do SEPM ................................................................................. 69
4.1. Aspectos gerais da segurança do sistema eléctrico da Madeira ............................ 70
5.
4.1.1.
Princípios gerais .............................................................................................. 70
4.1.2.
Critérios de funcionamento e de segurança para a exploração do sistema eléctrico
da Madeira ...................................................................................................... 70
4.1.3.
Análises de segurança .................................................................................... 71
4.1.4.
Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico ................ 74
Exploração do sistema eléctrico regional em tempo real ............................................ 77
5.1. Controlo do sistema eléctrico regional em tempo real ............................................ 77
5.1.1.
Controlo dos trânsitos de energia .................................................................... 77
5.1.2.
Controlo de tensões e perdas.......................................................................... 78
5.1.3.
Modulação da produção e regulação frequência-potência............................... 78
5.1.4.
Avaliação da segurança da rede ..................................................................... 78
5.2. Actuação em caso de incidente.............................................................................. 79
5.2.1.
Actuação em caso de falha simples (critério N-1) ............................................ 80
5.2.2.
Actuação em caso de falha de linhas de duplo circuito ................................... 80
5.2.3.
Actuação em caso de falha do maior grupo gerador em serviço ..................... 80
5.2.4.
Actuação em caso de alteração da frequência ................................................ 80
5.3. Comunicações para a exploração do sistema ........................................................ 81
5.3.1.
Avisos recebidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do
SEPM .............................................................................................................. 81
5.4. Situações de carência absoluta de energia ............................................................ 81
5.5. Actuação perante a ocorrência de avarias ............................................................. 81
6.
5.5.1.
Actuação dos operadores................................................................................ 81
5.5.2.
Avaria na rede de telecomunicações de segurança ........................................ 82
5.5.3.
Avaria no sistema de telecomando .................................................................. 82
5.5.4.
Avaria na alimentação de energia eléctrica ..................................................... 82
5.5.5.
Outras avarias ................................................................................................. 83
Referências ................................................................................................................ 84
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1.
OBJECTIVO
Este documento pretende caracterizar a rede eléctrica da Região Autónoma da Madeira (RAM).
A informação presente neste documento está classificada de acordo com o tipo de dados a que
corresponde:
Dados gerais da rede
Rede de ligação à terra
Critérios operacionais
Estudos de rede anteriores
Registos históricos
Outros dados
Foi recolhida a maior quantidade de dados possível, de modo a permitir que os resultados sejam os
mais próximos da realidade.
1.1. RESUMO DOS DADOS GERAIS DA REDE
Tendo em conta a elevada quantidade de informação que se encontra neste relatório, neste
subcapítulo é apresentado um resumo dos dados característicos das instalações da rede eléctrica
e do sistema electroprodutor da Região Autónoma da Madeira referentes ao ano de 2009.
2.
DADOS GERAIS DA REDE
Os dados gerais da rede estão relacionados com as instalações e os equipamentos. Podem ser
apresentados da seguinte forma:
Rede eléctrica básica: que corresponde a uma descrição dos diferentes nós de ligação,
linhas, distâncias e grupos de geração indicando a sua potência.
Rede eléctrica detalhada: informação desenvolvida da rede eléctrica básica. Aqui constam
documentos e esquemas eléctricos detalhados.
2.1. RESUMO DOS DADOS GERAIS DA REDE
Tendo em conta a elevada quantidade de informação que se encontra neste relatório, neste
subcapítulo é apresentado um resumo dos dados característicos das instalações da rede eléctrica
e do sistema electroprodutor da Região Autónoma da Madeira referentes ao ano de 2009.
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2.1.1. Subestações
Tabela 1 - Número de subestações por nível de tensão
30/6,6
60/6,6
60/30
60/30/6,6
Total
Ilha da Madeira
kV
20
4
2
2
28
Ilha do Porto Santo
3
-
-
-
3
Total RAM
23
4
2
2
31
Tabela 2 – Transformadores instalados nas subestações
30/6,6
Ilha da Madeira
60/6,6
60/30
Total
N.º SE
MVA
N.º SE
MVA
N.º SE
MVA
N.º SE
MVA
20
233
6
125
2
170
28
528
Ilha do Porto Santo
3
18
-
-
-
-
3
18
Total RAM
23
251
6
125
2
170
31
546
Nº SE – número de subestações
2.1.2. Postos de transformação
Tabela 3 - Síntese dos postos de transformação
Particulares
Públicos
Total
Nº
P. Inst. (MVA)
Nº
P. Inst. (MVA)
Nº
P. Inst. (MVA)
Ilha da Madeira
217
142,8
1439
573,4
1656
716,2
6,6 kV
213
136,7
1393
562,1
1606
698,8
30 kV
4
6.1
46
11,3
50
17,4
Ilha do Porto Santo
21
12,5
72
22,1
93
34,6
6,6 kV
21
12,5
72
22,1
93
34,6
30 kV
0
0
0
0
0
0
RAM
238
155,3
1511
595,4
1749
750,7
6,6 kV
234
149,2
1465
584,1
1699
733,4
30 kV
4
6,1
46
11,3
50
17,4
2.1.3. Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição
Tabela 4 – Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição
Aérea
Subterrânea
Total
Madeira
3771,5
1695,2
5466,7
Rede de 60 kV
68,6
10,2
78,9
Rede de 30 kV
240
137
376,9
Rede de 6,6 kV
519,3
696,5
1215,8
Rede BT
2943,6
851,6
3795,6
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Porto Santo
89
116,2
205,1
Rede de 30 kV
5,1
10,2
15,3
Rede de 6,6 kV
20
51,1
71,2
Rede BT
63,8
54,8
118,7
Total RAM
3860,5
1811,4
5671,9
Rede de 60 kV
68,6
10,2
78,9
Rede de 30 kV
245,1
147,2
392,2
Rede de 6,6 kV
539,3
747,7
1287
Rede BT
3007,4
906,4
3913,8
2.1.4. Características do sistema electroprodutor
Tabela 5 – Sistema electroprodutor pertencente à EEM na ilha da Madeira
Térmica
Hidroeléctrica
Total
1
9
10
158,5
50,4
208,9
Produção (GWh)
538
135,5
673,5
Emissão (GWh)
523,6
135
658,6
Nº de centrais
Potência Instalada (MW)
Tabela 6 – Sistema electroprodutor de entidades privadas na ilha da Madeira
Térmica
Hidroeléctrica
Eólica
Resíduos Urbanos
PV*
Total
Nº de centrais
1
1
8
1
127
138
36
0,7
37,9
8
0,4
83,1
188,6
4,65
36,9
36,51
0,29
266,96
Aquisições (GWh)
* Inclui microprodução e PRE
Tabela 7 – Sistema electroprodutor da ilha de Porto Santo
Térmica
EEM
Nº de centrais
Eólica
EEM
ENEREEM
PV
Total
1
1
1
5
8
17,28
0,45
0,66
0,02
18,41
Produção (GWh)
36,93
0,65
-
-
37,58
Emissão (GWh)
34,23
0,65
1,17
0,01
36,05
2.2. GRUPOS DE GERAÇÃO CONVENCIONAL
2.2.1. Centrais Térmicas
Na Ilha da Madeira existem duas centrais térmicas, a Central da Vitória, propriedade da Empresa
Electricidade da Madeira (EEM), e a Central do Caniçal, gerida por um operador privado, a Atlantic
Islands Electricity SA. Ambas produzem electricidade baseada na combustão de fuelóleo.
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Existe também uma instalação de incineração de resíduos sólidos urbanos, onde estes são
aproveitados para a produção de electricidade.
Por sua vez, na Ilha do Porto Santo, existe uma central térmica, também baseada na combustão de
fuelóleo e que é propriedade da EEM.
Figura 1 – Distribuição das centrais térmicas pelo Arquipélago da Madeira
2.2.1.1 Central Térmica do Caniçal
Relativamente à Central Térmica do Caniçal, na medida em que é operada por uma entidade
privada, não existem dados pormenorizados disponíveis.
A central está localizada na Zona Franca Industrial do Caniçal e é equipada com três grupos
electrogéneos Sulzer ZAV 40 S de 12 MW de potência, totalizando 36 MW de potência instalada
nesta central.
2.2.1.2 Central Térmica da Vitória
A Central Térmica da Vitória é a maior central diesel do país, possui 15 grupos electrogéneos em
funcionamento, com uma potência máxima contínua disponível de 117 MW e produz cerca de 60%
do total da energia eléctrica da Ilha da Madeira.
A central entrou em funcionamento em 1979 e está situada na margem esquerda da Ribeira dos
Socorridos, à cota de 20 metros, freguesia de S. Martinho, concelho do Funchal. A instalação é
constituída por duas naves industriais, tendo sido ao longo do tempo objecto de várias extensões
até à sua configuração final. Na nave a sul (Vitória I), a primeira a entrar em funcionamento,
encontram-se instalados os seis grupos mais antigos. Na nave a norte (Vitória II) estão instalados
os restantes nove grupos mais recentes.
Os grupos electrogéneos da central são do fabricante New Sulzer Diesel nas versões 16 ZV 40 e
16 ZAV 40S. O motor Sulzer Z 40 a quatro tempos foi introduzido no mercado dos diesel
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estacionários semi-rápidos nos anos 70, é o único motor deste tipo com pistões rotativos e é uma
máquina robusta e extremamente fiável. O ZA40S é um desenvolvimento do Z 40 que permite
atingir potências de 720 kW por cilindro.
A robustez e fiabilidade destes equipamentos estão amplamente demonstradas, possuindo a
Central da Vitória mais de 1,6 milhões de horas de funcionamento, tendo vários grupos já
ultrapassado as 100.000 horas de operação.
Os motores funcionam a fuelóleo como combustível primário, utilizando apenas o diesel quando é
necessário fazer paragens prolongadas para revisões gerais. Em operação normal, os arranques e
as paragens são efectuados a fuelóleo, tendo a central um consumo médio anual de cerca de
130.000 toneladas de fuelóleo.
O arrefecimento dos motores é efectuado em torres de refrigeração e radiadores, conseguindo-se
desta forma alguma poupança de água. A lubrificação dos motores foi concebida e dimensionada
para uma eficiente filtragem e depuração do lubrificante, com bombas, filtros automáticos e sistema
de depuração contínuo e automático. Todos os sistemas auxiliares foram dimensionados com base
no normal funcionamento em contínuo da instalação.
Os motores possuem os seguintes sistemas auxiliares principais:
Tratamento automático de combustível, óleo e água;
Alimentação e circulação de combustível, óleo e água;
Refrigeração de óleo, água e ar;
Ar comprimido de arranque a 30 bar, e controlo a 7 bar;
Produção de vapor por caldeiras de recuperação dos gases de escape.
A central possui também dois grupos diesel de emergência, um em cada nave, de cerca de 350
kVA, utilizados para arranque dos serviços auxiliares e da instalação em caso de blackout.
No intuito de fazer face ao crescimento do consumo na Ilha da Madeira, a Central Térmica da
Vitória possui ainda um equipamento específico, (turbina a gás dual-fuel), apenas para serviço de
corte de pontas, com uma potência instalada de cerca de 12 MWe, funcionando a diesel e
preparada para funcionar no futuro a gás natural.
Equipamento eléctrico
Os alternadores são trifásicos, com 50 Hz de frequência, auto-ventilados e com geração à tensão
de 6,6 kV. Estão equipados com excitação do tipo brushless, com fonte de tensão contínua de 110
Vcc controlada por um regulador automático de tensão electrónico.
A interligação à subestação é efectuada através de transformadores 6,6/30 kV, com grupo de
ligação YNd5 e arrefecimento do tipo ONAF-ONAN.
Os serviços auxiliares são alimentados por transformadores 30/0,4 kV de 1200 kVA a partir do
barramento de 30 kV da subestação.
Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e
110 Vcc.
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Sistemas de Comando e Controlo
O sistema de comando e controlo é constituído por dez autómatos de grupo e auxiliares, mais um
de comando centralizado e supervisão, comunicando entre si através do respectivo interface. O
autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de grupo e
auxiliares, controla o funcionamento global da instalação, e tem como objectivo optimizar a gestão
da central e a eficiente utilização dos grupos.
O autómato de comando centralizado efectua, em tempo real, o controlo das potências dos grupos,
das grandezas relevantes para o seu funcionamento e a comunicação com os autómatos de grupo
e auxiliares. Por sua vez, as principais funções dos autómatos de grupo são - o comando
sequencial, a vigilância das medidas de potência, temperatura e pressão, a regulação das válvulas
de vapor e a ligação ao autómato do comando centralizado. Os autómatos de grupo têm sete
programas - arranque dos auxiliares; arranque do grupo; entrada na rede; saída da rede; paragem
do grupo; paragem dos auxiliares e paragem de emergência.
Os autómatos programáveis modelo Procontrol 214 da ABB, têm uma constituição modular e um
funcionamento sequencial.
A central possui uma central horária GPS com sincronização via satélite que é responsável pela
hora padrão dos sistemas.
Quanto ao sistema de supervisão este tem as seguintes funções principais:
Arranque, sincronização e paragem dos grupos;
Impressão dos principais eventos e alarmes do sistema;
Registo em base de dados dos principais parâmetros do sistema;
Controlo em tempo real dos grupos geradores e seus auxiliares;
Controlo em tempo real das cargas e reserva girante da central;
Visualização/impressão gráfica de alguns parâmetros do sistema.
Outros Sistemas
A central possui ainda os seguintes sistemas:
Reguladores de velocidade Woodward;
Reguladores de tensão Alstom e ABB-Unitrol;
proteccções eléctricas Siemens, ABB e General Electric;
Sistema de alarme e combate a incêndios;
Sistema interno de vigilância.
No que diz respeito às questões ambientais estas foram devidamente avaliadas e consideradas
aquando do projecto de dimensionamento da instalação:
Consumo de combustível pesado com teor de enxofre < 1%;
Sistema de tratamento de hidrocarbonetos;
Sistema de tratamento de águas residuais;
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Isolamento acústico da nave principal.
Nas tabelas que se seguem encontram-se sumarizadas as características técnicas dos
equipamentos mecânicos e electrónicos da Central Térmica da Vitória.
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Tabela 8 – Características técnicas dos grupos electrogéneos da Central Térmica da Vitória
Grupo
Potência do motor (cv)
Potência do motor (kW)
1
10500
7500
2
10500
7500
3
10500
7500
4
11200
7800
5
11200
7800
6
11200
7800
7
14640
10760
8
14640
10760
9
14640
10760
10
14640
10760
11
15670
11520
12
15670
11520
13
15670
11520
14
15670
11520
15
15670
11520
Tipo
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
4
500
16
13100
Turbina a
gás
1500
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
-
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Sulzer
Turbomach
9750
9750
9750
9750
9750
9750
13000
13000
13000
13000
14000
14000
14000
14000
14000
16000
6000
6600
CA
50
0,8
6000
6600
CA
50
0,8
5000
6600
CA
50
0,8
9400
6600
CA
50
0,8
9400
6600
CA
50
0,8
Sepsa
Sepsa
Sepsa
Sepsa
10100
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
10100
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
10100
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
10100
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
10100
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
12300
6300
CA
50
0,8
Sepsa
6900
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
9400
6600
CA
50
0,8
Sepsa
6900
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
9400
6600
CA
50
0,8
Sepsa
6900
6600
CA
50
0,8
Alstho
m
1980
1979
1982
1983
1984
1984
1990
1989
1989
1991
1992
1992
1996
1996
1999
Número de cilindros
Número de tempos
Número de R.P.M.
Cilindros
(Verticais/Horizontais)
Construtor
Potência do gerador
(kVA)
Potência efectiva (kW)
Tensão (Volts)
Tipo de corrente
Frequência (Hz)
Factor de potência
Construtor
Ano de montagem na
central
L.Sommer
2004
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Tabela 9 – Características técnicas dos transformadores da Central Térmica da Vitória
Transformadores Principais
Número
2
4
9
10000
10000
13000
6600/30000
6600/30000
6600/30000
Siemens
Siemens
Siemens
1979
1981/83/84/84
1989/90/91/92/96/98
Potência (kVA)
Razão de transformação (V/V)
Construtor
Ano de montagem na central
Transformadores Auxiliares
Número
2
Potência (kVA)
2
2
9
1250
1000
1600
800
30000/400
30000/400
30000/400
6600/400
2.2.1.3 Central Térmica do Porto Santo
A Central Térmica do Porto Santo entrou em funcionamento em 1992, está situada no sítio do
Penedo, à cota de 15 metros, concelho do Porto Santo. A central possui 4 grupos electrogéneos
em funcionamento, com uma potência máxima disponível de 16 MW e é responsável por cerca de
93% do total da energia eléctrica produzida na Ilha do Porto Santo.
A instalação é constituída por uma única nave industrial. Os grupos mais antigos (grupo 1 e 2)
estão desactivados e fora de exploração normal e só são utilizados em caso de emergência.
O combustível primário utilizado é o fuelóleo, recorrendo-se ao diesel apenas durante as paragens
prolongadas para revisões gerais.
O arrefecimento dos motores é efectuado em torres de refrigeração e radiadores, conseguindo-se
desta forma alguma poupança de água. A lubrificação dos motores foi concebida e dimensionada
para uma eficiente filtragem e depuração do lubrificante, com bombas, filtros automáticos e sistema
de depuração contínuo e automático. Todos os sistemas auxiliares foram dimensionados com base
no normal funcionamento em contínuo da instalação.
Os motores possuem os seguintes sistemas auxiliares principais:
Tratamento automático de combustível, óleo e água;
Alimentação e circulação de combustível, óleo e água;
Refrigeração de óleo, água e ar;
Ar comprimido de arranque a 30 bar, e controlo a 7 bar;
Produção de vapor por caldeiras de recuperação dos gases de escape.
A central possui também um grupo diesel de emergência, de cerca de 250 kVA, utilizado apenas
para arranque dos serviços auxiliares e da instalação em caso de blackout.
Equipamento Eléctrico
Os alternadores são trifásicos, com 50 Hz de frequência, auto-ventilados e com geração à tensão
de 6,6 kV. Estão equipados com excitação do tipo brushless, com fonte de tensão contínua de 110
Vcc controlada por um regulador automático de tensão electrónico.
Projecto TRES
13
Código: MAC/2/C113
TRES
A interligação à subestação é efectuada através de transformadores 6,6/30 kV, com grupo de
ligação YNd5 e arrefecimento do tipo ONAF-ONAN.
Os serviços auxiliares são alimentados por transformadores 30/0,4 kV de 630 kVA a partir do
barramento de 30 kV da subestação.
Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e
110 Vcc.
Sistemas de Comando e Controlo
O sistema de comando e controlo é constituído por quatro autómatos de grupo e auxiliares, mais
um de comando centralizado e supervisão, comunicando entre si através do respectivo interface. O
autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de grupo e
auxiliares, controla o funcionamento global da instalação, visando optimizar a gestão da central e a
eficiente utilização dos grupos.
O autómato de comando centralizado efectua, em tempo real, o controlo das potências dos grupos,
das grandezas relevantes para o seu funcionamento e a comunicação com os autómatos de grupo
e auxiliares.
Os autómatos de grupo têm como principais funções - o comando sequencial, a vigilância das
medidas de potência, temperatura e pressão e a ligação ao autómato do comando centralizado.
A central possui uma central horária GPS com sincronização via satélite que é responsável pela
hora padrão dos vários sistemas.
No que diz respeito ao sistema de supervisão este possui as seguintes funções principais:
Impressão dos principais eventos e alarmes do sistema;
Registo em base de dados dos principais parâmetros do sistema;
Controlo em tempo real dos grupos geradores e seus auxiliares;
Controlo em tempo real da carga, frequência e reserva girante da rede;
Visualização/impressão gráfica de alguns parâmetros do sistema.
Outros Sistemas
A central possui também os seguintes subsistemas:
Reguladores de velocidade Woodward;
Protecções eléctricas Siemens;
Sistema de alarme e combate a incêndios.
As questões ambientais foram devidamente avaliadas e consideradas no projecto de
dimensionamento da instalação:
Consumo de combustível pesado com teor de enxofre < 1%;
Sistema de tratamento de hidrocarbonetos;
Sistema de tratamento de águas residuais.
Nas tabelas que se seguem encontram-se sumarizadas as características técnicas dos
equipamentos mecânicos e electrónicos da Central.
Projecto TRES
14
Código: MAC/2/C113
TRES
Tabela 10 - Características técnicas dos grupos electrogéneos da Central Térmica do Porto Santo
1e2
(desactivados)
7200
Grupo
Potência do motor (cv)
Tipo
3,4,5 e 6
5880
Diesel
Diesel
Número de cilindros
12
6
Número de tempos
4
4
Número de R.P.M.
600
500
V
Em Linha
Milress
Sulzer
Potência do gerador (kVA)
6431
5160
3500
4000
Tensão (Volts)
Cilindros (Verticais/Horizontais)
Construtor
6600
6600
Tipo de corrente
CA
CA
Frequência (Hz)
50
50
Construtor
Brush
Leroy Sommer
1992
1998/2001/2008
Tabela 11 - Características Técnicas dos Transformadores
Número
Potência (kVA)
Construtor
2
3
6500
5500
6600/30000
6600/30000
Siemens
Siemens
1992
1998/2001/2008
Transformadores Auxiliares
Número
2
Potência (kVA)
630
30000/400
2.2.1.4 Estação de Tratamento de Resíduos Sólidos da Meia Serra
A Estação de Tratamento de Resíduos Sólidos (ETRS) da Meia Serra foi construída no final da
década de 80 e entrou em funcionamento em 1991. Esta ETRS foi dimensionada para tratar cerca
de 165 toneladas de Resíduos Urbanos Sólidos (RSU) por dia, até 2008. Constituiu o primeiro
sistema integrado de tratamento e destino final de RSU do País, sendo composto por uma
instalação de compostagem, complementada por dois incineradores – um com capacidade para
processar uma tonelada por hora para refugos da compostagem e, outro, com capacidade para
processar meia tonelada por hora de resíduos hospitalares e de matadouro – e um aterro de apoio.
Projecto TRES
15
Código: MAC/2/C113
TRES
No entanto, devido à crescente produção de RSU na Região, aquela ETRS deixou de ter
capacidade para os tratar. Assim, e com a necessidade de adequar os tratamentos existentes na
ETRS às directrizes europeias e nacionais, bem como, adoptar uma solução integrada para a
valorização, tratamento e confinamento dos resíduos devidamente articulada com a valorização
multi-material, através de recolha selectiva e de reciclagem dos materiais, em 1998, foi adoptado
um conjunto de soluções técnicas viáveis e mais adequadas para a ETRS da Meia Serra,
nomeadamente, aterro controlado, compostagem e incineração.
Actualmente, na ETRS da Meia Serra, os processos de tratamento de RSU instalados permitem,
por um lado, a valorização, por compostagem, de parte da matéria fermentável dos resíduos, e por
outro lado, a valorização energética dos restantes resíduos sólidos urbanos, através da sua
incineração com produção de energia
A instalação de incineração de RSU da ETRS da Meia Serra deu início à sua laboração a 6 de
Agosto de 2002 e visa a valorização energética de resíduos urbanos, através de um processo
controlado e automatizado que, para além de tratar os resíduos termicamente, possibilita a
produção de energia eléctrica. Esta instalação, constituída por duas linhas de incineração
independentes, com capacidade unitária de 8 toneladas/hora e funcionando 24 horas por dia,
encontra-se dotada de dois sistemas forno-caldeira e dois sistemas de tratamento de gases (um
por linha). A energia eléctrica produzida pela instalação é assegurada pelo grupo turbo-gerador,
que possui uma capacidade nominal de 8 MW. Uma parte da energia produzida é encaminhada
para auto-consumo na ETRS, enquanto a restante é direccionada para a rede de distribuição
pública, tendo correspondido em 2007 a cerca de 4% do consumo total de electricidade da Região
e a 15% do seu consumo doméstico.
Na tabela seguinte encontram-se as principais características técnicas desta instalação, que está
localizada no Sítio da Meia Serra, concelho da Camacha e é operada pela empresa Valor Ambiente
- Gestão e Administração de Resíduos da Madeira S.A.
Tabela 12 – Principais características técnicas da instalação de incineração de RSU da ETRS da Meia Serra
Combustível
RSU
Processo
Combustão em massa com aproveitamento energético
Grelha
LENTJES Rostfeuerungen GmbH - "rolos"
2
Área total ocupada (m )
42.500
Capacidade de incineração (ton/hora)
2x8
Capacidade nominal de processamento (ton/ano)
126.000 (90% de disponibilidade)
Poder calorífico dos resíduos (nominal) (kJ/kg)
7.500
Regime de exploração
24 horas/dia durante 8.000 horas/ano
Nº de caldeiras de produção de vapor
2
Caudal de vapor da turbina (ton/hora)
19,44
Produção de energia eléctrica garantida (kWh/ton)
473
2.2.2. Centrais Hídricas
São dez as centrais hídricas ligadas à rede eléctrica regional, sendo que nove são propriedade da
EEM e uma é operada por uma entidade privada.
Projecto TRES
16
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 2 – Distribuição das centrais hidroeléctricas no Arquipélago da Madeira
Nos subcapítulos que se seguem, apresentam-se pormenorizadamente as características das
centrais hidroeléctricas da Região.
2.2.2.1 Central Hidroeléctrica da Serra d’Água
A Central Hidroeléctrica da Serra d’Água foi inaugurada em 1953, fazendo parte da primeira fase
dos aproveitamentos hidroagrícolas realizados na década de cinquenta. Funcionou durante muitos
anos como uma central de compensação, regulando vários parâmetros importantes,
nomeadamente a frequência da rede eléctrica da Ilha da Madeira.
Actualmente, estando essas funções a serem executadas pela Central Térmica da Vitória, esta
funciona como central de base hidroeléctrica, contribuindo normalmente com a sua potência
máxima nas horas de ponta e nos regimes hidráulicos de inverno. Nos períodos de estio a central é
forçada a funcionar a fio-de-água devido à necessidade de estabilização dos caudais de irrigação.
Esta central fica situada na Ribeira da Achada, a 400 metros da sua confluência com a ribeira do
Poço, sendo a altitude do solo da central de cerca de 568 metros. Esta utiliza águas do Paúl da
Serra, captadas por um sistema de dois canais situados aproximadamente à cota 1.000 metros: a
levada das Rabaças e o canal do Norte.
Este aproveitamento engloba uma rede de levadas cuja extensão total é de 22.800 metros, dos
quais 14.000 metros se desenvolvem na encosta Norte da Ilha e 8.800 metros que se estendem
pela encosta Sul (sendo 9.794 metros de levada em túneis).
A jusante da central, saindo de uma bacia de compensação, regularizadora do caudal, tem início a
levada do Norte, Lanço Sul, que se destina a conduzir águas para as estações de tratamento da
Ribeira Brava e regadio da zona costeira entre a Ribeira Brava e Câmara de Lobos, abaixo da cota
550 metros. Parte dos caudais disponíveis, são turbinados em segunda queda na Central
Hidroeléctrica da Fajã dos Padres.
Desde 1994, as águas turbinadas nesta central que não são necessárias ao abastecimento público
nem à rega (períodos de maior pluviosidade), são conduzidas para a Central Hidroeléctrica dos
Projecto TRES
17
Código: MAC/2/C113
TRES
Socorridos, onde são turbinadas em segunda queda, aumentando assim a quantidade de energia
produzida para os caudais disponíveis.
A contribuição média anual desta central é de cerca de 15 GWh.
Equipamento hidromecânico
A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Neyrpic do tipo Pelton de
eixo horizontal.
A roda da turbina possui 22 pás em aço inoxidável, um injector comandado por servoválvulas e um
deflector comandado igualmente por servoválvulas.
A turbina é provida de regulação automática de velocidade.
A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 835 metros divide-se, na parte final, em
dois troços para alimentação às turbinas. Cada troço está dotado de válvulas de guarda do tipo
cunha a montante das turbinas.
No início da conduta existe uma válvula de topo do tipo borboleta, que pode ser manobrada
manualmente no local ou por servomotor hidráulico.
O túnel de fuga faz a restituição em escoamento livre para uma câmara de restituição.
Cada grupo possui uma chumaceira da turbina, uma chumaceira de alternador e uma chumaceira
de impulso. Existe um sistema de refrigeração às chumaceiras que utiliza as águas turbinadas.
Equipamento eléctrico principal
Os alternadores são trifásicos, 50 Hz e auto-ventilados. A excitação é feita através de um dínamo
acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão. Os alternadores entregam a energia
produzida a uma tensão de 6,6 kV a um transformador elevador para 30 kV com potência de 3.600
kVA.
Duas linhas saem do barramento de 30 kV e fazem o transporte de energia para S. Vicente e Ponta
Vermelha. A partir do barramento de 30 kV um transformador 30/6,6 kV faz a ligação a um
monobloco de 6,6 kV, de onde saem três linhas para o fornecimento de energia à rede local.
Os transformadores estão interligados em sala própria, com galeria comum, para ventilação e
escoamento do óleo em caso de derrame.
As subestações que alimentam as linhas de 30 kV e as de 6,6 kV estão interligadas no mesmo
edifício da central e são do tipo interior.
As protecções eléctricas são do fabricante GE e de tecnologia digital.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,22
kV de 50 kVA através de uma saída do barramento de 30kV.
Serviços Auxiliares de c.c.: Os circuitos de controlo e comando são alimentados a partir de
sistemas independentes de 24 e 110 V.
No caso de falta de serviços auxiliares de c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. a
partir das baterias da central. O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das
baterias e do consumo que no momento esteja a ser assegurado.
Projecto TRES
18
Código: MAC/2/C113
TRES
As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo ácidas de 54 elementos com
capacidade de 145 Ah e, baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 145
Ah.
Instalações de Comando e Controlo
Localmente o comando pode ser efectuado directamente nos quadros de comando dos diversos
equipamentos.
O autómato de grupo centraliza o comando das operações necessárias entre estados estáveis dos
grupos. Possui oito programas, nomeadamente arranque em vazio, sincronização com carga
mínima, sincronização com carga base, saída da rede, paragem normal, paragem por protecção
eléctrica, paragem por protecção mecânica e paragem de urgência (por telecomando).
As paragens por protecção eléctrica e mecânica, são programas internos do autómato, só
executáveis por comutação, ou seja, sem acesso pelo operador.
Outros Sistemas/instalações
O sistema de medição de nível da câmara de carga possui uma sonda instalada na câmara de
carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para
o quadro de comando hidráulico.
O sistema de medição de pressão de água na conduta é do tipo capacitivo e está instalado junto à
central no trecho final, este equipamento transmite informação para o autómato como indicação e
registo.
No sistema de sinalização da presença de pessoas, a informação é enviada para o autómato e
permite dar conhecimento no centro de telecomando quando alguém entra na central.
Na Tabela 13 encontram-se sumarizadas as características técnicas desta central.
Tabela 13 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Serra d’Água
Central
Localização
Entrada em serviço
Potência máxima líquida (kW)
Serra de Água
1953
4800
Câmara de carga
Nível máximo/cota do descarregador (m)
3
Capacidade total (m )
3
Capacidade útil (m )
992
12360
9410
Conduta forçada
Comprimento (m)
Comprimento do canal a céu aberto (m)
Comprimento da galeria (m)
835
13300
9700
Circuito hidráulico
Tipo de válvulas de topo
Nº de válvulas de isolamento da turbina
Tipo de válvulas de isolamento da turbina
Borboleta
1 por grupo
Cunha
Turbinas
Altura da queda bruta (m)
Altura da queda útil (m)
Tipo de roda
Nº de pás da roda
Diâmetro nominal da roda (m)
424
406
Pelton
20
1,10
424
406
Pelton
22
1,10
Projecto TRES
19
Código: MAC/2/C113
TRES
3
Caudal máximo turbinável (m /s)
Velocidade nominal (r.p.m.)
Potência nominal (kW)
Construtor
0,75
750
3600
Neyrpic
Alternadores
Potência nominal (kVA)
Tensão nominal (V)
Factor de potência nominal
Corrente nominal (A)
Frequência (Hz)
Construtor
0,75
750
3600
Neyrpic
3600
2400
6600
0,8
315
50
Alsthom
1953
Razão de transformação (kV/kV)
Tipo de transformador
Grupo de ligações
Modo de refrigeração
Construtor
3600
6,6/30
Trifásico
YNd11
ONAN
Merlin Gering
1953
Transformador auxiliar
50
30/0,4/0,11
Regulador de velocidade
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
Nert 21
Electrónico-Modular
Noell
Regulador de tensão
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
BBC 2/1
Reostato
BBC
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Número de Programas
Fornecedor
Indatic 61
8
ABB
Protecção de grupos geradores
Tipo
Fornecedor
Digitais
GE
Sincronizador
Tipo
Fornecedor
Synchrotact 3
ABB
Telecomando
Tipo RTU
Fornecedor
Indatic 33/41
ABB
Na figura seguinte encontra-se o esquema unifilar desta central hidroeléctrica.
Projecto TRES
20
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 3 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Serra d’Água
2.2.2.2 Central Hidroeléctrica da Calheta
A Central Hidroeléctrica da Calheta foi igualmente integrada nas obras da primeira fase dos
aproveitamentos hidroagrícolas, tendo ficado concluída em 1953. Inicialmente equipada com três
grupos de diferentes quedas, foi posteriormente ampliada com um quarto grupo em 1978.
Esta central, juntamente com a Central da Serra d’Água, constituiu durante muito tempo a base da
produção de electricidade da Ilha da Madeira e, ainda hoje, são as centrais hidroeléctricas mais
regulares do sistema da EEM, contribuindo com uma parcela importante para a produção total da
Ilha.
A Central da Calheta fica situada na ribeira da Calheta, a cerca de 4 km a Nordeste da vila do
mesmo nome, sendo a altitude do solo da central de cerca de 658 metros acima do nível médio do
mar.
Projecto TRES
21
Código: MAC/2/C113
TRES
Nesta central estão agrupadas três quedas de água: o escalão do Paúl da Serra, o escalão do
Rabaçal e o escalão da Rocha Vermelha. O desenvolvimento global de levadas no aproveitamento
da Calheta é de cerca de 40.653 metros, com 4.752 metros em túneis. À saída da Central da
Calheta as águas destas três quedas são conduzidas, através de uma bacia de compensação,
para duas levadas de rega, cujo nível de água, à partida, está fixado à cota de 654 metros.
Com a construção da Central da Calheta de Inverno, é ampliado o primeiro troço da levada da
Ponta do Pargo (na extensão de 1.800 metros), o qual fica assim adaptado ao transporte de
caudais de inverno conduzidos até uma câmara de acumulação, situada no Lombo do Salão (à
cota 650 metros).
A contribuição média anual desta Central é de cerca de 16 GWh.
A Central está dotada com quatro grupos geradores com turbinas do tipo Pelton de eixo horizontal
de fabrico Neyrpic para os grupos 1, 2 e 3 e de fabrico Voith para o grupo 4.
A roda da turbina do grupo 1 possui 26 pás enquanto as rodas dos grupos 2 e 3 possuem 22 pás,
todas em aço inoxidável. Os grupos 1, 2 e 4 possuem um injector e um deflector comandados por
servoválvulas.
O grupo 3 possui dois injectores e dois deflectores comandados por servoválvulas.
Nesta central há quatro condutas forçadas, a do Paúl com cerca de 1.718 metros, a do Rabaçal
com cerca de 610 metros e a conduta da Rocha Vermelha com cerca de 349 metros.
Do Paúl saem duas condutas, uma primeira de alimentação ao grupo 1, e posteriormente devido ao
surgimento do grupo 4, uma outra de maior secção paralela à já existente.
As turbinas são providas de regulação automática de velocidade.
O grupo 1 possui uma chumaceira de turbina e duas chumaceiras de alternador, o grupo 2 e 3
possuem duas chumaceiras de turbina e duas chumaceiras de alternador.
O grupo 4 possui uma chumaceira de turbina e uma chumaceira de alternador.
produzida a um barramento de MT.
Dois transformadores de 6,6/30 kV com 3.000 kVA de potência fazem a interligação deste
barramento com um outro de 30 kV.
Do barramento de 30 kV saem três linhas para, Lombo do Meio, Fonte do Bispo e subestação de
60 kV da Calheta.
Os transformadores estão instalados em sala própria, com galeria comum, para ventilação e
O barramento de 6,6 kV ao qual é entregue a energia produzida está interligado a uma subestação
de 6,6 kV de onde saem duas linhas, para a Calheta e Rabaçal.
O barramento de 30 kV da central também está interligado à subestação de 6,6 kV através de dois
transformadores de 30/6,6 kV.
Projecto TRES
22
Código: MAC/2/C113
TRES
As subestações que alimentam as três linhas de 6,6 kV e as três linhas de 30 kV estão interligadas
no mesmo edifício da central e são do tipo interior.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por dois transformadores, um de
6,6/0,11 kV com uma potência de 50 kVA e outro de 6,6/0,22 kV com uma potência de 100 kVA.
As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 85 elementos (grupos
1, 2 e 3) com capacidade de 160Ah, 90 elementos (grupo 4 e Telecomando) com capacidade de
140 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 180 Ah.
As instalações de comando e controlo tem as mesma características que a Central Hidroeléctrica
da Serra d’Água.
O sistema de medição de nível da câmara de carga do Paúl da Serra é do tipo capacitivo e possui
uma sonda instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato
que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.
No sistema de medição de nível nos canais do Rabaçal e Rocha Vermelha (Sonda VEGA) a
informação é enviada para o autómato como informação e registo e para o quadro de comando
hidráulico onde é visionada.
No sistema de sinalização da presença de pessoas a informação é enviada para o autómato e
Tabela 14 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Calheta
Central
Localização
Calheta (Lombo do Doutor)
G1, G2 e G3 – 1953
G4 – 1978
4570
Entrada em serviço
Câmara de carga
3
3
Comprimento (m)
1280
13745
10065
Conduta forçada
1718
610
32908
4700
349
1818
Borboleta
1 por grupo
Projecto TRES
23
Código: MAC/2/C113
TRES
Cunha
Turbinas
622
308
173
622
595
294
165
595
Tipo de roda
Pelton
Pelton
Pelton
Pelton
Nº. de pás da roda
26
22
22
22
1,025
0,91
0,91
0,995
3
0,22
0,22
0,37
0,50
1000
1000
750
1000
1380
685
670
3536
Construtor
Neyrpic
Neyrpic
Neyrpic
Neyrpic
Alternador
1350
685
670
3500
1100
500
500
2600
Tensão nominal (V)
6600
6600
6600
6600
0,8
0,8
0,8
0,8
118
58.5
58.7
262
Frequência (Hz)
50
50
50
50
Construtor
Alsthom
Alsthom
Alsthom
Alsthom
1953
1953
1953
1978
Transformadores principais
3000
6,6/30
Trifásico
Grupo de ligações
YNd11
ONAN
Construtor
Efacec
1978
Transformadores auxiliares
50
100
6,6/0,23/0,11
6,6/0,4/0,22
Reguladores de velocidade
Tipo de regulador
Nert 21/22
GR4 ETR 74
Tipo de regulação
Electrónico
Electrónico
Fornecedor
Noell
Voith
Reguladores de tensão
Tipo de regulador
BBC 2/1
GR4 FREA
Tipo de regulação
Reostato
Electrónico
Fornecedor
BBC
ASEA
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Procontic
Procontic
Número de programas
8
8
Fornecedor
ABB
ABB
Protecções dos grupos geradores
Tipo
Digitais
GR4 Digitais
Fornecedor
GE
GE
Sincronizador
Tipo
Synchrotact 3
Fornecedor
ABB
Telecomando
Tipo RTU
Indatic 33/41
Fornecedor
ABB
Projecto TRES
24
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 4– Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Calheta
2.2.2.3 Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno
A Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno foi construída em 1992, fica situada na vila da
Calheta, junto à margem direita da ribeira com o mesmo nome, à cota de cerca de 13 metros e
aproveita a água turbinada na Central da Calheta, utilizando uma queda útil de cerca de 610
metros.
Esta central funciona principalmente durante o Inverno, sendo a água conduzida desde a Central
da Calheta até à câmara de carga (com 20.000 m3 de capacidade), através de um canal com 1.800
metros de extensão, construído sobre o troço inicial da levada da Ponta do Pargo. Durante o
Verão, a água escoante na levada é essencialmente destinada ao regadio.
Projecto TRES
25
Código: MAC/2/C113
TRES
A água turbinada na central é restituída directamente ao mar, uma vez que a cota de jusante já não
permite outra utilização.
A central está dotada de um grupo gerador com turbina de fabrico Sulzer, do tipo Pelton, de eixo
horizontal, com dois injectores de comando independente, e alimentada por uma conduta forçada,
com um comprimento aproximado de 3.105 metros.
A roda da turbina possui 20 pás em aço inoxidável e dois injectores comandados por servoválvulas
de duplo efeito, e dois deflectores, um para cada injector, accionados por um servomotor de efeito
simples com tendência permanente de fecho por mola incorporada.
O sistema de detecção de velocidade tem montado no veio do alternador, lado da turbina, uma
roda polar e o sistema de frenagem é feito com contra jacto de água oriundo do bypass.
No início da conduta existe uma válvula de topo do tipo borboleta que é accionada por
servoválvulas de duplo efeito, sendo o fecho feito por contrapeso. A montante da turbina existe
uma válvula de isolamento do tipo esférico comandada por electro-válvulas com abertura e fecho
por servomotor hidráulico de duplo efeito.
A turbina está equipada para um funcionamento acoplado à rede em regulação de nível utilizando o
caudal disponível a montante. O arranque da turbina é controlado pelo regulador de velocidade que
leva o grupo a uma velocidade síncrona, para que se proceda à operação de acoplamento com a
rede. O arranque em vazio, sem energia exterior, é feito a partir dos serviços auxiliares de corrente
contínua. Para isso o grupo óleo hidráulico dispõe de electrobomba de corrente contínua assim
como as electro-válvulas e regulador da turbina.
Conjuntamente, a turbina, os sistemas auxiliares e a válvula esférica de isolamento funcionam
comandadas por um autómato.
O veio da máquina apoia-se em chumaceiras de deslizamento, lubrificadas por jacto de óleo de
baixa pressão, com o sistema de refrigeração em serpentina mergulhada no canal de rejeição da
turbina.
Um alternador é trifásico de 50 Hz e auto-ventilado;
Janelas com persianas automaticamente comandadas com a abertura e fecho da válvula de
admissão responsáveis pela ventilação;
Relé responsável pelo fecho das persianas é temporizado por outro relé;
Um alternador, que possui um sistema de excitação brushless e é controlado por um
regulador automático de tensão;
Um transformador com a potência de 9.000 kVA e ligado por uma linha de 30 kV à
subestação da Calheta, responsável pela elevação da energia produzida à tensão de 6,6 kV
para 30 kV por um transformador.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados a partir do barramento de 30 kV
por um transformador 30/0,4 kV com uma potência de 250 kVA.
Projecto TRES
26
Código: MAC/2/C113
TRES
Serviços Auxiliares de c.c.: Os serviços essenciais (circuitos de comando e controlo) são
alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.
O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no
momento esteja a ser assegurado.
A bateria de 110 V do tipo alcalinas tem 43 elementos com capacidade de 145 Ah, e, a bateria de
24 V também alcalina é composta por 19 elementos com capacidade de 145 Ah.
Localmente o comando pode ser efectuado directamente nos quadros de comando dos diversos
equipamentos.
O autómato de grupo centraliza o comando das operações necessárias entre estados estáveis do
grupo. Possui seis programas, nomeadamente arranque em vazio, arranque com carga base, saída
da rede, paragem normal, paragem de urgência e paragem central.
A central está dotada de um registador cronológico que tem como função vigiar e registar
permanentemente algumas das transições de estado da central. Estas informações binárias são
enviadas através de uma interface série para uma impressora para comunicação com o operador.
O sistema de transmissão de nível possui uma sonda pressostática instalada na câmara de carga.
Para minorar os efeitos negativos da avaria do sistema, estão instalados detectores de nível por
bóia, um para nível máximo dá um alarme respectivo, outro para nível mínimo efectua a paragem
da turbina.
O sistema de sinalização da presença de pessoas gera uma informação enviada ao centro de
telecomando. Este sistema está instalado na central e na câmara de carga e é do tipo fim de curso.
A transmissão de dados é feita por feixes hertzianos para o autómato de grupo. Em caso de falha
nas comunicações, o autómato interpreta que a comunicação com a câmara de carga está fora de
serviço. Os alarmes transmitidos assim como a medida de nível deixam de estar válidos, e o
autómato toma a iniciativa de parar o grupo, desde que a falha se prolongue por mais de 20
minutos, para evitar que o nível da água na câmara de carga desça para níveis perigosos.
O sistema de detecção de incêndio, instalado em armário mural na sala de comando, emite uma
sinalização para o centro de despacho.
Tabela 15 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno
Central
Localização
Entrada em serviço
Vila da Calheta
1992
7300
Câmara de carga
3
3
650
20000
19090
Conduta forçada
Comprimento (m)
3105
1800
Projecto TRES
27
Código: MAC/2/C113
TRES
Borboleta
1
Esférica
Turbina
Tipo de roda
Nº de pás da roda
3
Potência nominal (cv)
Construtor
637
610
Pelton
20
1
1,3
1000
9600
SULZER
Alternador
Tensão nominal (V)
Frequência (Hz)
Construtor
8600
7000
6600
0,8
752
50
SEPSA
1992
Transformador principal
Grupo de ligações
Construtor
9000
6,6/30
Trifásico
YNd11
ONAN
SIEMENS
1992
250
30/0,4
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
ETR 21
Electrónica
SULZER
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
UNA 16820
Electrónica
ABB
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Fornecedor
Registador cronológico
Tipo
Nº de canais utilizados/disponíveis
Fornecedor
Tipo
Fornecedor
Procontrol 214
6
ABB
Procontrol 214
ABB
Electromecânicos
ABB
Projecto TRES
28
Código: MAC/2/C113
TRES
Sincronizador
Tipo
Fornecedor
Synchrotact 3
ABB
Telecomando
Tipo RTU
Fornecedor
Indatic 33/41
ABB
Figura 5 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno
2.2.2.4 Central Hidroeléctrica dos Socorridos
O Aproveitamento de Fins Múltiplos dos Socorridos é, inquestionavelmente, uma das maiores
obras hidráulicas construídas na RAM. Projectado para atingir simultaneamente três objectivos:
Abastecimento de água ao Funchal e a Câmara de Lobos;
Regularização dos caudais de rega e
Produção de energia eléctrica.
A central hidroeléctrica dos Socorridos entrou em funcionamento no ano de 1994 e encontra-se
localizada na margem direita da Ribeira dos Socorridos, à cota de 89 metros, no sítio do Engenho
Velho, freguesia e concelho de Câmara de Lobos. Esta central utiliza águas drenadas até ao
Covão, por um sistema de túneis, canais e captações de que se refere:
Túnel da Encumeada, com uma extensão de 2.850 metros;
Projecto TRES
29
Código: MAC/2/C113
TRES
Túnel do Canal do Norte, com uma extensão de 2.768 metros;
Túnel do Pico Grande, com uma extensão de 2.921 metros;
Túnel do Curral das Freiras, com uma extensão de 1.818 metros;
Túnel dos Socorridos, com uma extensão de 4.991 metros.
A contribuição média anual desta Central é de cerca de 40 GWh.
A central está dotada com três grupos geradores com turbina de fabrico Noell/Andino, do tipo
Pelton de eixo horizontal, com dois injectores de comando independente.
A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 1.175 metros divide-se na sua parte final
em três saídas para alimentação das turbinas, e uma outra para interligação à Central de Santa
Quitéria. A conduta possui uma comporta a montante, do tipo vagão com fecho automático em
caso de excesso de velocidade da água na conduta. Cada saída está dotada de válvulas esféricas
de isolamento, com duplo vedante de fecho.
A roda da turbina em aço inoxidável possui 19 pás e um conjunto de dois injectores e deflectores
comandados por servoválvulas. A turbina é provida de regulação automática de velocidade.
Os alternadores são trifásicos, e a excitação é do tipo brushless, assegurada por uma fonte de
tensão contínua de 110 V e controlada por um regulador de tensão electrónico.
Os alternadores entregam a energia produzida a uma tensão de 6,6 kV a um transformador de
6,6/60 kV com uma potência de 30 MVA.
Esta ligação é feita num monobloco com celas separadas onde estão instalados os barramentos
entrada/saída, disjuntores extraíveis de corte em vácuo, transformadores de medida e seccionador
de terra.
As protecções eléctricas são de tecnologia electrónica, com excepção da diferencial transformador
que é analógica.
Na subestação do tipo interior, com sete celas, estão equipadas com disjuntores de corte em SF6.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 6,6/0,4 kV
de 160 kVA a partir do barramento de 6,6 kV do monobloco.
Serviços Auxiliares de c.c.: Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de
sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.
As baterias existentes na central são do tipo alcalinas de 27 elementos para a de 110 V, e de 19
elementos para a de 24 V, tendo cada uma delas a capacidade de 245 Ah.
No caso de falta dos serviços auxiliares de c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. O
tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no
momento esteja a ser assegurado.
Projecto TRES
30
Código: MAC/2/C113
TRES
O sistema de controlo é constituído por três autómatos de grupo e um de comando centralizado,
comunicando entre si através de interface série equipados com modems NSK35 (modelo G3GP) à
velocidade de 1200 baud.
O autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de
grupo, controla o funcionamento global da instalação, visando optimizar a gestão da água e a
utilização dos grupos.
O autómato do comando centralizado faz o controlo das potências dos grupos, a parametrização
da regulação do nível da câmara de carga, ajustando a potência produzida de acordo com os
caudais afluentes, e a ligação aos autómatos de grupo.
As principais funções atribuídas aos autómatos de grupo são o comando sequencial, a vigilância
das medidas de temperatura, a regulação do nível da câmara de carga, a ligação ao centro de
telecomando e a ligação ao autómato do comando centralizado.
Os autómatos de grupo têm sete programas que são: arranque em vazio; arranque com carga
mínima; arranque com carga base; saída da rede; paragem normal; paragem de emergência e
paragem rápida.
Os autómatos programáveis modelo Procontrol 214 da ABB, têm uma constituição modular e um
funcionamento sequencial.
A central está dotada com um registador cronológico do tipo Procontrol 214 da ABB. Este sistema
de controlo tem como função, vigiar e registar permanentemente todas as transições de estado na
central. Para isso regista toda a informação binária ocorrida na central, é composto por uma ou
mais unidades de aquisição ligadas por porta série RS232C a um posto de operação.
O registador possui uma impressora que comunica directamente com o posto de operação através
de um interface Centronics.
A central tem instalada uma central horária com sincronização via satélite que é responsável pela
hora padrão do sistema.
O sistema de medida de pressão na turbina é constituído por uma sonda montada na picagem a
montante da válvula de isolamento. Esta medida é enviada ao autómato onde são programados os
valores máximo e mínimo admissíveis da pressão.
O sistema de medida de nível de água na câmara de carga é constituído por três sondas, duas
pressostáticas e uma ultra-sónica. A medida do nível é dada pela média aritmética das sondas,
sendo essa indicação enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para
o quadro de comando hidráulico local e da central.
O sistema de transmissão de dados entre a central e a câmara de carga é feito por modems
encontra-se ligado a autómatos ABB-CS31.
O sistema de sinalização da presença de pessoas gera uma informação enviada ao centro de
telecomando.
Estação de Bombagem
A complementar o funcionamento desta Central Hidroeléctrica, a Estação de Bombagem dos
Socorridos tem como principal objectivo garantir a disponibilidade da Central (24 MW) durante todo
Projecto TRES
31
Código: MAC/2/C113
TRES
o ano, especialmente nos meses de verão em que os caudais afluentes são nulos, uma vez que
são totalmente utilizados para o abastecimento público.
Com uma reserva estratégica de água de cerca de 40.000 m3 no Túnel do Covão à cota 547 m,
esta é turbinada nas horas de ponta, sendo acumulada numa galeria com a mesma capacidade, na
Estação de Bombagem à cota 85 m. Durante a noite e nos períodos de vazio, a água é colocada
de novo no Túnel do Covão, em regime de bombagem pura, para início de novo ciclo.
A estação de bombagem está equipada com três bombas de cerca de 3.750 KW de potência
unitária, mais uma de reserva, sendo o período de bombagem de cerca de 6 horas para a
totalidade dos caudais acumulados.
Está prevista uma utilização média anual desta instalação, de cerca de 800 horas.
Tabela 16 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica dos Socorridos
Central
Localização
Entrada em serviço
Engenho Velho (Câmara de Lobos)
1994
24000
Câmara de carga
3
Capacidade câmara de carga (m )
3
Capacidade câmara de carga + túnel (m )
3
547
2870
7800
7500
Conduta forçada
Comprimento (m)
1175
12520
Comporta vagão
1 por grupo
Esférica
Turbinas
Altura da queda útil (m)*
Tipo de roda
3
Construtor
457
450/433
Pelton
19
1,118
2
750
8000
Noell
Alternadores
Tensão nominal (V)
Frequência (Hz)
Construtor
10000
8000
6600
0,8
875
50
VEM
1994
Transformador principal
Projecto TRES
32
Código: MAC/2/C113
TRES
Grupo de ligações
Construtor
30000
6,6/30
Trifásico
YNd11
ONAF/ONAN
SIEMENS
1994
160
6,6/0,4
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
T 200s
Digital
Noell
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
RGBEF 20001 BB
Electrónica
VEM
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Fornecedor
Procontrol 214
7
ABB
Autómato comando centralizado
Tipo
Fornecedor
Registador cronológico
Tipo
Nº de canais utilizados/disponíveis
Fornecedor
Tipo
Fornecedor
Sincronizador
Tipo
Fornecedor
Telecomando
Tipo RTU
Fornecedor
Procontrol 214
ABB
Procontrol 214
518/298
ABB
Electrónica
ABB
Synchrotact 4
ABB
Indatic 33/41
ABB
* 450 para 8 MW ou 433 para 24 MW.
Projecto TRES
33
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 6– Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica dos Socorridos
2.2.2.5 Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira
A Central da Fajã da Nogueira foi a última das centrais hidroeléctricas construídas na segunda fase
do plano hidroagrícola iniciado na década de cinquenta. Com a sua entrada em funcionamento em
1971, a Ilha da Madeira ficou dotada de um sistema de produção hidroeléctrica fundamental para a
Região.
A Central da Fajã da Nogueira está implantada junto à Ribeira da Ametade, sendo a altitude do
solo da central de cerca de 625 metros. Esta central utiliza águas das levadas da Serra do Faial e
do Juncal, conduzidas até uma câmara de carga localizada no Pico da Nogueira, à cota
aproximada de 968 metros.
O Aproveitamento da Fajã da Nogueira apresenta uma extensão total de levadas de 15.036
metros. A jusante da Central a água entra na levada dos Tornos, através de um reservatório de
compensação.
Ainda hoje esta Central tem um papel fundamental nas horas de ponta, reservando-se muitas
vezes a água da sua câmara de carga para turbinar nos períodos de maior consumo.
A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Meier, do tipo Pelton de
eixo horizontal.
Projecto TRES
34
Código: MAC/2/C113
TRES
A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 604 metros, divide-se, na parte final, em
dois troços para alimentação às turbinas.
A roda da turbina possui 16 pás em aço inoxidável e um injector comandado por servomotor. Existe
igualmente um deflector, manobrado por um servomotor.
A montante de cada turbina a conduta é dotada de uma válvula de segurança, do tipo guilhotina,
comandada por um servomotor hidráulico, actuado de cada vez que o grupo pára e arranca.
A turbina é provida de regulação automática de velocidade.
produzida num monobloco de 30 kV através de transformadores 6,6/30 kV com 1.440 kVA de
potência.
Deste monobloco saem duas linhas de transporte para o Palheiro Ferreiro e Lombo do Faial.
Os transformadores estão instalados em sala própria, com galeria comum para ventilação e
escoamento de óleo em caso de derrame.
A subestação de alimentação às linhas de 30 kV está interligada no mesmo edifício da Central e é
do tipo interior.
As protecções eléctricas são de tecnologia digital, do fabricante GE.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,22
kV com uma potência de 50 kVA.
No caso de falta de serviços c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. a partir das baterias
da central. O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do
consumo que no momento esteja a ser assegurado.
As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 91 elementos com
capacidade de 145 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 21 elementos com capacidade de 145
Ah.
da Serra d’Água.
O sistema de medição de nível da câmara de carga é do tipo capacitivo e possui uma sonda
instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a
regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.
O sistema de medição de pressão de água na conduta é do tipo capacitivo, a instalação da sonda é
feita na picagem a montante da válvula de isolamento. É no autómato que é detectado o valor do
limite superior e inferior da pressão.
Projecto TRES
35
Código: MAC/2/C113
TRES
Tabela 17 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira
Central
Localização
Entrada em Serviço
Fajã da Nogueira
1971
2400
Câmara de carga
3
3
Conduta forçada
Comprimento (m)
Nº. de válvulas de isolamento da turbina
Turbinas
Tipo de roda
3
Construtor
Alternadores
Tensão nominal (V)
Frequência (Hz)
Construtor
Grupo de ligações
Construtor
968
9400
7000
604
15036
3817
Borboleta
1 por grupo
Cunha
343
338,6
Pelton
16
0,73
0,43
1000
1740
Grasset-Meier
1440
1200
6600
0,8
78
50
Efacec
1971
1440
6,6/30
Trifásico
YNd11
ONAN
Efacec
1971
50
30/0,4/0,22
Projecto TRES
36
Código: MAC/2/C113
TRES
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
Nert 21
Electrónica
Noell
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
BBC 2/1
Reostato
BBC
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Fornecedor
Indatic
8
ABB
Tipo
Fornecedor
Digitais
GE
Sincronizador
Tipo
Fornecedor
Synchrotact 3
ABB
Telecomando
Tipo RTU
Fornecedor
Indatic 33/41
ABB
Projecto TRES
37
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 7 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira
2.2.2.6 Central Hidroeléctrica da Ribeira da Janela
A Central da Ribeira da Janela foi a primeira das duas centrais hidroeléctricas construídas na
segunda fase do plano hidroagrícola, tendo ficado concluída em 1965.
Esta é a única central em regime de funcionamento permanente que está junto ao mar, na foz da
ribeira, não sendo possível o reaproveitamento da água para irrigação, ou para um segundo
patamar de produção.
A Central da Ribeira da Janela fica situada na foz da Ribeira da Janela, à cota de cerca de 11
metros, constituindo um aproveitamento hidroeléctrico puro, sem quaisquer implicações a jusante.
Esta central utiliza águas conduzidas pelo canal da Ribeira da Janela até uma câmara de
acumulação localizada no sítio dos Lamaceiros, sobranceira à foz da ribeira, à cota de cerca de
410 metros.
O canal da Ribeira da Janela apresenta dois troços, um primeiro designado por Levada dos Cedros
(de pequena secção transversal), encontrando-se na margem direita da ribeira, tendo a sua origem
no Ribeiro Gordo, à cota de 427 metros, apresentando um desenvolvimento de 2,800 metros (115
metros em túneis), até ao travessão situado no leito da ribeira, sendo aí que se faz a ligação com o
segundo troço.
Projecto TRES
38
Código: MAC/2/C113
TRES
O canal da Ribeira da Janela (segundo troço) está implantado na margem esquerda da referida
ribeira, onde se desenvolve, captando águas do seu leito, no citado travessão, estabelecido à cota
423 metros, na confluência com a Ribeira do Remal.
A partir daí, recebe todas as escorrências até à câmara de acumulação, situada no sítio dos
Lamaceiros, após um percurso de 11.831 metros, (dos quais 2.738 metros em túneis). A extensão
do canal da Ribeira da Janela é assim de 14.631 metros.
A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Grasset-Meier, do tipo
Pelton de eixo horizontal.
A roda da turbina possui 18 pás em aço inoxidável, um injector comandado por servoválvulas e um
deflector também comandado por servoválvulas. A turbina é provida de regulação automática de
velocidade.
A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 1.149 metros divide-se, na parte final, em
dois troços para alimentação às turbinas. Cada troço está dotado de válvulas de isolamento do tipo
cunha.
O canal de rejeição lança a água turbinada ao mar, uma vez que a cota residual não permite outra
utilização.
Cada grupo possui, 2 chumaceiras da turbina, 2 chumaceiras do alternador e chumaceira da
excitatriz.
acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão.
Os alternadores entregam a energia produzida num monobloco de 30 kV através de
transformadores 6,6/30 kV com 2.000 kVA de potência. Duas linhas de 30 kV saem deste
monobloco e fazem o transporte de energia para o Seixal e Fonte do Bispo.
Um transformador 30/6,6 kV faz a interligação do monobloco de 30 kV com um monobloco de 6,6
kV, e deste saem três linhas de distribuição para o Norte, Ribeira da Janela e Vila de Porto Moniz.
Os transformadores estão instalados em sala própria, com uma galeria comum para ventilação e
A subestação que alimenta as duas linhas de 30 kV e a que alimenta as três linhas de 6,6 kV estão
interligadas no mesmo edifício da central.
As protecções eléctricas são de tecnologia digital, do fabricante GE.
Sistemas auxiliares
Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,4 kV
com uma potência de 50 kVA.
Projecto TRES
39
Código: MAC/2/C113
TRES
As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 88 elementos com
capacidade de 145 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 145
Ah.
da Serra d’Água.
O sistema de medição de nível da câmara de carga é do tipo capacitivo e possui uma sonda
instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a
regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.
O sistema de medição de pressão na conduta é do tipo capacitivo e é no autómato que é detectado
o valor do limite superior e inferior da pressão, a instalação da sonda é feita na picagem a
montante da válvula de isolamento.
permite dar conhecimento no centro de Telecomando quando alguém entra na instalação.
Tabela 18 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Ribeira Janela
Central
Localização
Entrada em Serviço
Ribeira da Janela
1965
3200
Câmara de carga
3
3
410
14000
11100
Conduta forçada
Comprimento (m)
Nº. de válvulas de isolamento da turbina
Turbinas
Tipo de roda
3
1149
13700
2800
Borboleta
1 por grupo
Cunha
398
384
Pelton
18
0,765
0,5
1000
2300
Projecto TRES
40
Código: MAC/2/C113
TRES
Construtor
Grasset-Meier
Alternadores
Tensão nominal (V)
Frequência (Hz)
Construtor
Grupo de ligações
Construtor
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
Tipo de regulador
Tipo de regulação
Fornecedor
Autómato de grupo
Tipo de autómato
Fornecedor
Tipo
Fornecedor
Sincronizador
Tipo
Fornecedor
Telecomando
Tipo RTU
Fornecedor
2000
1500
6600
0,8
175
50
Efacec
1965
2000
6,6/30
Trifásico
YNd11
ONAN
Efacec
1965
100
30/0,4/0,23
Nert 21
Electrónica
Noell
BBC 2/1
Reostato
BBC
Procontic
8
ABB
Digitais
GE
Synchrotact 3
ABB
Indatic 33/41
ABB
Projecto TRES
41
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 8 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Ribeira Janela
2.2.2.7 Centrais hidroeléctricas de menor dimensão
Central Hidroeléctrica do Lombo Brasil
Localizada perto da Central da Calheta, a Central do Lombo Brasil é uma central mini-hídrica que
utiliza os caudais captados em galeria para abastecimento público. Com uma potência efectiva de
150 kW, esta Central é a mais pequena central da rede da EEM. O seu modo de funcionamento é
automático e não acompanhado, e a energia que produz é debitada na subestação da Central da
Calheta através de uma linha de 6,6 kV.
Central Hidroeléctrica da Fajã dos Padres
A Central da Fajã dos Padres é um aproveitamento hidroagrícola de iniciativa privada, financiado
por apoios comunitários e explorado pela EEM. A central utiliza caudais excedentes recolhidos no
lanço sul do Canal do Norte, mergulhando-os, quase na vertical, através de uma conduta de cerca
de 300 metros fixada numa falésia junto ao Cabo Girão. Com um único grupo de 1.700 kW, esta
central funciona em modo automático e não acompanhado, arrancando quando há água disponível
Projecto TRES
42
Código: MAC/2/C113
TRES
e suspendendo a sua actividade quando aquela falta. O aproveitamento viabilizado pela Central da
Fajã dos Padres possibilita a irrigação de uma vasta fajã que se espraia junto ao mar, na base da
falésia.
Central Hidroeléctrica de Santa Quitéria
A Central de Santa Quitéria é uma central de fio-de-água com uma potência instalada de 1.700 kW.
Está localizada em junto à Estação de Tratamento de Águas do Covão, freguesia de Estreito de
Câmara de Lobos, concelho de Câmara de Lobos, e é alimentada pela ribeira dos Socorridos.
Central Hidroeléctrica da Terça
A Central Hidroeléctrica da Terça é uma central de fio-de-água equipada com uma turbina que é
alimentada pela Ribeira de Terça. Esta central pertence ao Instituto de Gestão da Água e está
localizada na freguesia de São Roque do Faial, no concelho de Santana. Iniciou a sua produção
em 1999 e conta com 800 kW de potência instalada.
2.3. GRUPOS DE GERAÇÃO EM REGIME ESPECIAL
2.3.1. Geração eólica.
Na Região Autónoma da Madeira existem seis parques eólicos ligados à rede eléctrica da EEM,
quatro situam-se na Ilha da Madeira e dois na Ilha do Porto Santo. Três desses parques são
propriedade da EEM e da empresa ENEREEM, Energias Renováveis Lda. e os restantes (dois no
Paúl da Serra e um no Caniçal) de entidades privadas.
Figura 9 – Distribuição dos parques eólicos pelo Arquipélago da Madeira
Em seguida, apresentam-se as características dos parques eólicos da Região. Por escassez de
dados relativos aos parques eólicos operados por privados, nos subcapítulos que se seguem, os
Projecto TRES
43
Código: MAC/2/C113
TRES
parques eólicos que pertencem à EEM e à ENEREEM, Energias Renováveis Lda. apresentam
dados mais detalhados.
2.3.1.1 Parque Eólico do Paúl da Serra
A EEM, através da sua participação na empresa ENEREEM, Energias Renováveis Lda., opera um
dos parques eólicos instalados no planalto do Paúl da Serra. Este parque está em funcionamento
desde 2003.
O parque está ligado à rede eléctrica através de uma linha de 30 kV, que transporta a electricidade
produzida até à subestação do Lombo do Doutor, na Calheta.
Este parque é composto por cinco aerogeradores modelo V47, potência de 660 kW, do fabricante
VESTAS.
Note-se que, para além deste parque, existem também dois parques operados por privados no
planalto do Paúl da Serra.
A Tabela 19 sumariza algumas características técnicas do parque da ENEREEM no Paúl da Serra.
Tabela 19 - Características técnicas do Parque Eólico da ENEREEM no Paúl da Serra
Tipo de turbina
Vestas V47
Nº de turbinas
5
Potência de cada turbina (kW)
660
Potência instalada (kW)
3300
Altura das torres (m)
45
Número de pás
3
Comprimento das pás (m)
23
Sistema de controlo
Pitch Control
Produção em 2006 (GWh)
7,56
Curva de potência da turbina Vestas V47
A figura seguinte representa a curva de potência da turbina Vestas V47, de acordo com
informações fornecidas pelo fabricante e considerando uma densidade média do ar de 1,225 kg/m3.
Esta turbina opera com velocidades do vento de 4 a 25 m/s, sendo a velocidade do vento nominal
cerca de 15 m/s.
Projecto TRES
44
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 10 – Curva de potência da turbina Vestas V47 – 660 kW
700
Potência (kW)
600
500
400
300
200
100
0
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Velocidade do vento (m/s)
2.3.1.2 Parque Eólico do Cabeço do Carvalho
A EEM possui, desde 1996, no Cabeço do Carvalho, Ilha do Porto Santo, um parque eólico com
uma potência instalada de 450 kW. No final do ano 2000, o parque foi ampliado adicionando-lhe
um novo aerogerador de 660 kW.
O parque está interligado à rede eléctrica pública através de duas linhas de 6,6 kV que transportam
a electricidade produzida até às subestações da Vila Baleira e da Calheta do Porto Santo.
Actualmente, o parque é composto por três aerogeradores, dois com potências de 225 kW cada,
operados pela EEM, e um com potência de 660 kW, operado pela sociedade ENEREEM.
As tabelas que se seguem sumarizam as características técnicas destes dois parques.
Tabela 20 – Características técnicas do parque da EEM do Cabeço do Carvalho
Tipo de turbina
Vestas V29
Nº de turbinas
2
50/225
450
31
Número de pás
3
13
Sistema de controlo
Pitch Control
0,70
Projecto TRES
45
Código: MAC/2/C113
TRES
Curva de potência da turbina Vestas V29
A figura seguinte representa a curva de potência da turbina Vestas V29, de acordo com
informações fornecidas pelo fabricante e considerando uma densidade média do ar de 1,225 kg/m3.
Figura 11 – Curva de potência da turbina Vestas V29 – 225/50 kW
250
Potência (kW)
200
150
100
50
0
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Velocidade do vento (m/s)
Esta turbina opera com velocidades do vento de 4 a 25 m/s, sendo a velocidade do vento nominal
cerca de 18 m/s.
Tabela 21 - Características Técnicas do parque da ENEREEM do Cabeço do Carvalho
Tipo de turbina
Vestas V47
Nº de turbinas
1
660
660
45
Número de pás
3
23
Sistema de controlo
Pitch Control
1,04
2.3.1.3 Parques eólicos operados por privados
Parque eólico do Paúl da Serra (Bica da Cana) propriedade da ENERGÓLICA SA
Este parque eólico iniciou a sua produção em 1993 e conta actualmente com 12 aerogeradores de
150 kW, que perfazem 1.800 kW de potência instalada. Está localizado no lugar de Bica de Canas,
freguesia de Canhas, concelho de Ponta do Sol.
Projecto TRES
46
Código: MAC/2/C113
TRES
Parque eólico do Paúl da Serra propriedade da Perform 3
Este parque eólico iniciou a sua produção em 1992, com 3 aerogeradores de 130 kW. Desde 1993
que mais 14 aerogeradores de 150 kW se encontram em funcionamento neste local, perfazendo
uma potência total instalada de 2.490 kW. Está localizado na freguesia e concelho de São Vicente.
Parque eólico do Caniçal
Este parque eólico pertence à empresa ENERGÓLICA SA e iniciou a sua produção em 1993,
contando actualmente com 6 aerogeradores de 150 kW, perfazendo 900 kW de potência instalada.
Está localizado no lugar e freguesia do Caniçal, concelho de Machico.
2.4. TRANSFORMADORES
Na Tabela 22 encontram-se os dados referentes ao ano de 2009 dos transformadores instalados
nas subestações, nomeadamente o tipo de transformador, o refrigerante utilizado, a tensão, a
pressão nominal, a tensão de curto-circuito (Ucc), o respectivo valor da resistência (R) e da
reactância.
Tabela 22 – Transformadores instalados nas subestações em 2009
Funchal
Amparo
Vitória 6,6 kV
Vitória
Santa Quitéria
Virtudes
Alegria
Viveiros
Ponte Vermelha
Lombo de Melo
Central da Calheta
Calheta
Lombo do Doutor
Ribeira da Janela
Serra d’Água
Lombo do Faial
Santana
Machico
Unid
Tipo
(a)
TF1
TF2
TF3
TF1
TF2
TF1
TF2
TF1
TF2
TF3
TF4
TF1
TF1
TF2
TF1
TF1
TF2
TF1
TF1
TF1
TF2
TF1
TF1
TF1
TF1
TF1
TF1
TF1
TF2
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
Refrigerante
(b)
Tensões
[kV]
Ilha da Madeira
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
Pressão
nominal
[MVA]
Ucc
[%]
R [p.u.]
(c)
X [p.u.]
(c)
10
10
10
10
10
10
10
25
25
25
25
10
15
15
10
15
15
10
4
0,5
0,5
10
25
6
4
6
6
15
15
8
8
8
8
8
8
8
10
10
10
10
8
8
8
10
10
10
8
5,7
4
4
8
10
6
5,7
6
6
10
10
0,0054
0,0054
0,054
0,0063
0,0063
0,0050
0,0050
0,0040
0,0040
0,0040
0,0040
0,0050
0,0072
0,0072
0,0048
0,0048
0,0048
0,0050
0,0055
0,0110
0,0110
0,0050
0,0040
0,0063
0,0055
0,0063
0,0063
0,0048
0,0048
0,0798
0,0798
0,0798
0,0798
0,0798
0,0798
0,0798
0,0999
0,0999
0,0999
0,0999
0,0798
0,0797
0,0797
0,0999
0,0999
0,0999
0,0798
0,0567
0,0385
0,0385
0,0798
0,0999
0,0597
0,0567
0,0597
0,0597
0,0999
0,0999
Projecto TRES
47
Código: MAC/2/C113
TRES
Caniço
Livramento
Palheiro Ferreiro
S, Vicente
Prazeres
Caniçal
Cabo Girão
Santo da Serra
Ponta Delgada
São João
Nova Central
Vila Baleira
Calheta
TF3
TF1
TF2
TF1
TF2
TF1
TF2
TF3
TF4
TF1
TF1
TF2
TF1
TF1
TF1
TF1
TF1
TF2
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
T
TF1
TF1
TF2
TF1
T
T
T
T
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAN
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
60/6,6
ONAF
60/6,6
Ilha do Porto Santo
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
ONAF
30/6,6
10
10
10
10
10
15
15
10
10
6
2
2
10
10
6
10
15
15
10
8
8
8
8
10
10
10
10
6
5,4
5,4
10
8
6
8
10
10
0,0068
0,0063
0,0063
0,0050
0,0050
0,0048
0,0048
0,0048
0,0048
0,0065
0,0085
0,0085
0,0050
0,0050
0,0065
0,0050
0,0048
0,0048
0,0998
0,0798
0,0798
0,0798
0,0798
0,0999
0,0999
0,0999
0,0999
0,0596
0,0533
0,0533
0,0999
0,0798
0,0596
0,0798
0,0999
0,0999
4
4
4
6
5,7
5,7
5,7
6
0,0055
0,0055
0,0055
0,0055
0,0567
0,0567
0,0567
0,0596
a) T - Transformador constituído por uma única unidade
M - Transformador constituído por unidades monofásicas
b) ONAF - Óleo Natural, Ar Forçado
ONAN - Óleo Natural, Ar Natural
c) Valor calculado com os valores de base do transformador
2.5. SUBESTAÇÕES. BARRAS DE CONEXÃO.
A rede de transporte compreende as subestações (AT/MT e MT/MT) e as linhas de transmissão.
Na RAM, os níveis de tensão utilizados no transporte são de 30 e 60 kV.
Em 2009, registaram-se na RAM 31 subestações - 26 destinadas a alimentar a rede MT na ilha da
Madeira e 3 a rede MT na ilha do Porto Santo. As 2 restantes destinam-se exclusivamente ao
transporte (trânsitos de energia entre os níveis de tensão 60 e 30 kV).
A Tabela 23 representa o resumo das potências totais instaladas na ilha da Madeira e do Porto
Santo.
Tabela 23 – Potências instaladas
Madeira
Porto Santo
-
60/30 kV
170 MVA
60/6,6 kV
125 MVA
-
30/6,6 kV
251 MVA
18 MVA
Projecto TRES
48
Código: MAC/2/C113
TRES
Na Tabela 24 encontram-se pormenorizadas as potências instaladas nas diversas subestações
espalhadas pelas ilhas da Madeira e do Porto Santo, no ano de 2009.
Tabela 24 – Potência Instalada nas subestações
Entrada
em
serviço
Ilha da Madeira
Funchal (FCH)
Amparo (AMP)
Vitória 6.6kV (VIT)
Vitória 60kV (VTO)
Santa Quitéria (STQ)
Virtudes (1VTS)
Alegria (ALE)
Viveiros (VIV)
Ponte Vermelha (PVM)
Lombo do Meio (LDM)
Central da Calheta (CAV)
Calheta (CTS)
Lombo do Doutor (LDR)
Ribeira da Janela (RDJ)
Serra d’Água (SDA)
Lombo do Faial (LDF)
Santana (STA)
1952
1975
1981
1988
2001
1983
1989
1997
1977
1971
1953
1996
1990
1965
1953
1984
1998
Machico (MCH)
1974
Caniço (CAN)
Livramento (LIV)
Palheiro Ferreiro (PFE)
S. Vicente (SVC)
Prazeres (PRZ)
Caniçal (CNL)
Cabo Girão (CGR)
Santo da Serra (SSR)
Ponta Delgada (PDG)
São João (SJO)
Ilha do Porto Santo
Central Térmica (CNP)
Vila Baleira (VBL)
Calheta (CPS)
Total RAM
1974
1998
1988
1988
1987
1988
1992
2006
2006
2007
1991
1991
1991
30/6,6
60/6,6
60/30
Total
N.º
MVA*
N.º
MVA*
N.º
MVA*
N.º
MVA*
29
3
2
2
233
10
10
10
10
125
8
170
4
25
1
2
10
15
1
25
1
15
47
3
2
2
4
1
2
1
2
1
1
2
1
1
1
1
1
1
3
528
30
20
20
100
10
30
10
30
10
4
1
10
25
6
4
6
6
40
20
20
50
6
4
10
10
6
10
30
4
8
6
546
1
2
1
1
2
1
10
4
0.5
10
1
1
1
1
6
4
6
6
1
1
2
2
10
10
1
2
6
2
1
1
1
10
6
10
4
1
2
1
33
18
4
4
6
251
10
15
10
15
2
10
1
10
2
15
2
2
4
1
2
1
1
1
1
2
125
1
2
1
51
10
2
8
15
170
* Potência Unitária por transformador
2.5.1. Novas subestações/aumentos de potência
Para o período 2010/2012, estão previstas as seguintes novas instalações:
Projecto TRES
49
Código: MAC/2/C113
TRES
Tabela 25 - Novas Subestações previstas entre 2010/2012
Potência a Instalar (MVA)
Data
prevista
Nº
TR’s
Total
Tensão
(kV)
Finalidade
Ilha da Madeira
Pedra Mole
PML
2010/12
2
25
50
60/30
Transporte
Fontes
FNT
2010/12
1
10
10
60/6,6
Distribuição
Ponta do Pargo
PDP
2010/12
1
6
6
30/6,6
Distribuição
A subestação PDP tem como fim garantir os valores regulamentares do perfil de tensões na rede
de distribuição MT, dotar a rede de maior capacidade de reconfiguração (critério de segurança N1), melhorando assim os indicadores de qualidade de serviço técnico.
Nas subestações existentes estão previstos os seguintes aumentos de potência:
SE PRZ - instalação de um transformador de 6 MVA (30/6,6 kV), em 2010/12, no Lombo da
Velha;
SE PVM - instalação de um segundo transformador de 10 MVA (30/6,6 kV), em 2010/12;
SE MCH - instalação de um segundo transformador de 15 a 25 MVA (60/30 kV) em
2010/12.
Os aumentos de potência nas subestações e calendarização dos investimentos indicados, foram
estabelecidos com base na previsão da evolução das cargas, pelo que poderão ser alterados,
tendo em conta a sua real evolução.
As localizações esquemáticas das novas subestações são indicadas no mapa da rede de
transporte.
2.5.2. Painéis existentes nas subestações
Nas tabelas seguintes encontram-se discriminados por nível de tensão os diversos painéis
existentes nas subestações, referentes ao ano de 2009.
Tabela 26 – Painéis existentes nas subestações ao nível 60 kV
Ilha da Madeira
Vitória (VTO)
Alegria (ALE)
Viveiros (VIV)
Machico (MCH)
Caniçal (CNL)
Socorridos (SCR)
São João (SJO)
Central Térmica do Caniçal (CTC)
Ocup.
Reserv.
6
(1)
0
3
(1)
0
3
3
4
(1)
0
1
2
5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Saídas
Não equip.
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
Disp.
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
Para transformadores
Ocup.
Disp.
5
1
2
1
3
4
1
1
2
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
Projecto TRES
50
Código: MAC/2/C113
TRES
1) A Linha entra directamente no painel do transformador
Tabela 27 – Painéis existentes nas subestações ao nível de 30 kV
Para
transformadores
Saídas
Ilha da Madeira
Funchal (FCH)
Amparo (AMP)
Vitória 30kV (VIT)
Vitória (VTO)
Virtudes (VTS)
Lombo do Meio (LDM)
Calheta (CTS)
Santana (STA)
Machico (MCH)
Caniço (CAN)
Livramento (LIV)
S. Vicente (SVC)
Prazeres (PRZ)
Fajã da Nogueira (FDN)
Meia Serra (MSR)
Cabo Girão (CGR)
Lombo da Velha (LDV)
Ponta Delgada (PDG)
Aeroporto (AEP)
Fonte do Bispo (FDB)
Bica da Cana (BDC)
Pedras (PED)
Loiral (LOI)
Ilha do Porto Santo
Nova Central (CNP)
Vila Baleira (VBL)
Calheta (CPS)
Serviços
auxiliares
Ocup.
Reser.
Não.
Equp.
5
5
9
0
2
9
4
2
3
3
4
2
2
3
1
3
4
2
5
3
0
2
3
5
3
2
1
3
3
5
3
3
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
1
1
0
0
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
1
0
2
0
1
2
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
1
0
3
2
5
0
1
2
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
1
2
0
2
1
0
1
1
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
1
(1)
0
(1)
0
1
1
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
(1)
0
1
(1)
0
(1)
0
(2)
0
(1)
0
(2)
0
0
0
1
1
1
2
4
1
0
0
1
0
0
0
0
0
0
1
2
1
0
0
1
0
(1)
0
(1)
0
Disp.
Ocup.
Disp.
(1)
(1)
1) Serviços Auxiliares Ligados aos 6,6 kV
2) Serviços Auxiliares na Rede BT local
Tabela 28 – Painéis existentes nas subestações ao nível de 6,6 kV
Saídas
Para
Serviços
Projecto TRES
51
Código: MAC/2/C113
TRES
transformadores
Ilha da Madeira
Funchal (FCH)
Amparo (AMP)
Vitória 6.6kV (VIT)
Virtudes (VTS)
Alegria (ALE)
Viveiros (VIV)
Lombo do Meio (LDM)
Calheta (CTS)
Santana (STA)
Machico (MCH)
Caniço (CAN)
Livramento (LIV)
S. Vicente (SVC)
Prazeres (PRZ)
Caniçal (CNL)
Cabo Girão (CGR)
Ponta Delgada (PDG)
São João (SJO)
Ilha do Porto Santo
Nova Central (CNP)
Vila Baleira (VBL)
Calheta (CPS)
auxiliares
Ocup.
Reser.
Não.
Equp.
27
16
10
6
16
7
17
10
4
3
4
3
3
4
5
9
11
9
10
7
3
11
5
3
3
13
0
0
0
1
0
0
1
0
0
0
1
0
0
2
0
2
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
1
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
2
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
3
1
0
0
0
0
8
0
0
1
0
0
1
0
0
0
0
9
0
0
0
3
0
0
0
5
3
2
2
1
2
1
2
1
1
2
1
1
1
1
1
2
2
2
2
1
2
1
1
1
1
2
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
1
1
2
1
1
1
1
1
1
(1)
0
1
(1)
0
(1)
0
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
0
1
3
8
6
0
0
0
0
0
0
0
9
3
1
2
1
0
0
0
1
1
1
Disp.
Ocup.
Disp.
1) Serviços Auxiliares Ligados aos 30 kV
Legenda:
Saídas:
Ocup. - Referem-se os painéis efectivamente utilizados nas ligações;
Reser. - São painéis que se encontram reservados já para futuras ligações, quer sejam para
clientes ou para novas ligações da rede de distribuição ou de transporte, consoante o caso;
Não Equip. - Referem-se a espaços existentes para novos painéis mas não equipados, que
se encontram disponíveis para novas ligações;
Disponíveis: Painéis equipados disponíveis para ligações
Para Transformadores:
Ocup. - Referem-se a painéis já ocupados por transformadores existentes;
Projecto TRES
52
Código: MAC/2/C113
TRES
Disp. - Referem-se a painéis existentes equipados ou não equipados para futuros
transformadores;
Outras Celas:
Serv. Aux. - Referem-se a painéis existentes para o transformador de serviços auxiliares;
Bat. de Cond. - Painéis destinados a baterias de condensadores, quer já instalados, quer
para instalação futura.
2.5.3. Energia emitida por nó de rede
As centrais de produção de energia eléctrica encontram-se ligadas a vários nós da rede a
diferentes níveis de tensão.
A Tabela 29 apresenta a energia emitida por central e por nó injector, para o ano de 2009, bem
como a sua evolução em relação ao ano anterior.
Tabela 29 – Síntese de emissão de energia no Sistema Eléctrico de Serviço Público da Madeira (SEPM)
Nó injector
Ilha da Madeira
Hídricas
Serra d’Água
Calheta I
Calheta II
Ribeira da Janela
Fajã da Nogueira
Lombo Brasil
Fajã dos Padres
Sta Quitéria
Socorridos
Bombagem
Terça (priv.)
Produção *
GWh
%
925,59
Variação
2009/2008
0,1
15,1
1,9
2,1
2,9
1,1
0,8
0,1
0,0
0,3
5,4
ALE
139,64
18,01
19,50
26,89
10,01
7,09
1,18
0,00
2,71
49,60
-1,05
4,65
0,5
67,8
48,5
60,3
105,2
58,4
37,7
-2,3
10,8
86,4
-55,9
13,4
Térmicas
Vitória
Caniçal (priv.)
Meia Serra (priv.)
CTV
CNL
MSR
748,76
523,65
188,6
36,51
80,9
56,6
20,4
3,9
-9,6
-12,4
-2,2
-1,9
Eólicas
Perform – Paúl (priv.)
WindMad – Paúl (priv.)
Energólica (priv.)
Energólica (priv.)
ENEREEM – Loiral (priv.)
ENEREEM – Pedras (priv.)
ENEREEM – Paúl (priv.)
BDC
PDR
BDC
CNL
LRL
PDR
BDC
36,60
4,14
4,97
0,42
1,33
7,27
13,58
5,19
4,0
0,4
0,5
0,0
0,1
0,8
1,5
0,6
182,0
44,5
-34,3
-33,5
-31,5
0,29
0,03
SDA
CAV
CTI
RDJ
FDN
CTS
CGR
STQ
SCR
Fotovoltaica ** (Rede BT)
Projecto TRES
53
Código: MAC/2/C113
TRES
Ilha do Porto Santo
Térmica
Central Térmica
Eólica
EEM
ENEREEM (priv.)
CNP
36,05
34,23
34,23
94,9
94,9
-5,8
-2,2
-5,2
CPS
VBL
1,82
0,65
1,17
5,0
1,8
3,3
-16,1
-26,3
-9,2
0,01
0,02
Fotovoltaica ** (Rede BT)
Energia total que entrou na rede do SEPM
Energia total emitida para a rede do SEPM
961,64
960,59
-0,1
0,0
* Referidas à emissão para a rede
** Inclui a Microprodução e Produção em Regime Especial
*** Exclui o consumo com a bombagem da Central dos Socorridos
Na ilha da Madeira, a Central Térmica da Vitória é a instalação responsável pela regulação dos
parâmetros da rede. Estão também ligados à rede um conjunto de centrais hidroeléctricas, parques
eólicos, uma central de queima de resíduos e uma central térmica pertencente a um operador
privado. Verifica-se que em 2009 a produção de electricidade de origem hídrica foi superior em
67,8% face a 2008. Este acréscimo deveu-se a um aumento significativo dos níveis de
precipitação. Note-se que, a Central Hidroeléctrica dos Socorridos recorreu, sempre que
necessário, à bombagem, contribuindo desta forma para o aumento verificado. O consumo de
bombagem para efeitos hidroeléctricos foi da ordem dos 1,1 GWh. No que diz respeito à produção
de electricidade de origem térmica esta atingiu os 748,8 GWh, representando cerca de 80,9 % da
produção total.
Por sua vez, na ilha do Porto Santo a produção de energia eólica, em 2009, sofreu um decréscimo
de 16,1%, relativamente a 2008. Verifica-se também um decréscimo da produção de origem
térmica de cerca de 5,2%, que pode ser explicado pelo decréscimo dos consumos de electricidade.
Quanto à componente eólica esta representou, em 2009, cerca de 5,0% do total de electricidade
emitida na rede.
2.5.4. Potências de curto-circuito
As potências de curto-circuito trifásico simétrico, máxima e mínima, nos barramentos MT e AT das
subestações e centrais, foram calculadas segundo a Norma CEI 909.
Na Tabela 30 encontram-se registadas as potências de curto-circuito para cada nó da rede, por
nível de tensão e por ilha.
Note-se que:
S” – Potência aparente de curto-circuito da rede a montante
I” – Corrente simétrica de curto-circuito da rede de alimentação
Projecto TRES
54
Código: MAC/2/C113
TRES
Tabela 30 – Potências de curto-circuito
Tensão
[kV]
Mínima
Máxima
I´ćc
[kA]
S´ćc
[MVA]
I´ćc
[kA]
S´ćc
[MVA]
7,7
17,9
8,0
14,5
8,6
14,9
3,9
7,9
9,9
8,2
18,3
3,6
7,8
3,5
15,1
4,9
7,9
1,8
3,7
2,4
2,0
2,3
5,7
2,1
2,5
1,3
3,8
3,1
4,7
1,3
3,6
1,1
3,3
3,1
2,1
12,9
3,0
8,7
3,3
9,4
3,7
4,2
12,6
2,6
5,5
1,7
3,3
3,0
7,1
6,3
402
205
416
166
446
170
404
408
113
424
210
374
89
362
173
255
90
94
43
124
23
122
65
218
131
68
43
160
53
67
42
58
38
317
109
148
155
99
173
108
386
216
144
134
62
88
38
311
81
327
19,1
25,7
19,8
19,1
23,3
19,6
9,1
18,5
11,5
21,1
26,3
7,5
8,4
7,0
20,0
10,3
9,7
6,7
5,6
7,2
2,3
7,1
8,8
4,1
8,6
3,8
6,4
6,9
5,7
3,6
6,2
2,5
5,4
7,8
6,9
18,0
9,0
15,3
8,9
15,3
8,2
14,2
15,3
6,9
7,0
3,9
4,5
7,9
10,2
13,2
990
294
1029
218
1209
224
943
961
131
1095
301
775
96
730
228
533
111
346
64
376
26
369
101
421
448
195
73
359
65
185
71
132
61
816
356
206
470
175
461
175
851
736
175
356
80
202
51
823
117
688
Período
Ilha da Madeira
Funchal
Amparo
Vitória 6,6 kV
Vitória
Sta Quitéria
Virtudes
Alegria
Viveiros
Ponte Vermelha
Lombo do Meio
Central da Calheta
Calheta 30 kV
Calheta 60 kV
Ribeira da Janela
Serra d’Água
Lombo do Faial
Santana
Machico
Caniço
Livramento
Palheiro Ferreiro
S. Vicente
Prazeres
Caniçal
Cabo Girão
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
6,6
60,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
6,6
30,0
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Inverno
Inverno
Verão
Projecto TRES
55
Código: MAC/2/C113
TRES
Santo da Serra
Ponta Delgada
São João
Bica da Cana
Socorridos
Aeroporto
Calheta de Inv.
Meia Serra
Fajã da Nogueira
Fonte do Bispo
Lombo da Velha
Loiral
Pedras
Ilha do Porto Santo
Central Térmica
Vila Baleira
Calheta
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
60,0
6,6
30,0
60,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
30,0
8,5
1,6
4,2
2,0
5,3
3,3
14,8
6,5
3,5
2,0
2,1
3,4
2,1
0,9
1,8
1,8
1,5
98
85
48
103
61
347
169
74
367
103
110
178
107
47
94
92
76
10,1
4,3
6,5
3,8
7,4
6,4
19,4
36,1
7,8
7,0
5,5
8,7
4,1
5,0
4,8
7,6
9,5
116
225
75
198
84
670
222
413
810
363
288
450
215
260
250
396
494
Verão
Inverno
Inverno
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Inverno
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
Verão
30,0
6,6
30,0
6,6
30,0
6,6
0,4
1,5
0,4
1,7
0,4
1,5
22
17
22
19
22
17
1,4
3,6
1,4
4,5
1,4
3,2
73
41
72
52
71
37
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Inverno
Potências de curto-circuito mínimas
As potências de curto-circuito dependem da composição do sistema electroprodutor e da
configuração da rede. Nos vazios de Inverno, em que a componente hidroeléctrica é elevada, as
subestações da zona do Funchal e da zona Este apresentam os valores de potências de curtocircuito mais baixos, enquanto nos vazios de Verão estes acontecem nas subestações da zona
Oeste.
Para efeitos de cálculo, considera-se que no Inverno há uma componente hídrica muito elevada,
ficando apenas três grupos térmicos a regular os parâmetros da rede (tensão e frequência) - dois
grupos na central da Vitória e outro na central do Caniçal (central de resíduos da Meia Serra).
No vazio de Verão, alguns grupos hídricos participam na produção de energia activa, destinandose fundamentalmente a produzir energia reactiva, de modo a garantir a estabilidade de tensões na
vizinhança de rede. Geralmente, funciona um grupo em cada uma das centrais clássicas - Serra de
Água, Calheta, Ribeira da Janela e Fajã da Nogueira. No parque térmico, considerou-se cinco
grupos na central da Vitória, dois na central do Caniçal e a central da Meia Serra (cenário I) ou
quatro grupos na central da Vitória, três na central do Caniçal e a central da Meia Serra (cenário II).
No Porto Santo, as potências mínimas ocorrem quando apenas existe um grupo em
funcionamento, sem os parques eólicos, considerando-se que a rede de 30 kV é explorada
radialmente.
Potências de curto-circuito máximas
Para o cálculo das potências máximas de curto-circuito, considera-se que todos os grupos
existentes se encontram ligados (inclusive os parques eólicos), e que a rede de transporte é
explorada em malha fechada.
Projecto TRES
56
Código: MAC/2/C113
TRES
2.6. LINHAS DE TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO
2.6.1. Rede de Transporte do SEPM
A rede de transmissão destina-se a efectuar o transporte de energia entre as centrais e as
subestações de distribuição. A rede de 30 kV é a mais extensa e antiga, tendo nascido com a
electrificação rural nos anos 50. A rede mais antiga tem vindo a ser remodelada com o intuito de
melhorar a qualidade de serviço e de aumentar a capacidade de transporte.
No que diz respeito às novas ligações, os principais tipos de condutores e cabos utilizados são:
Rede de 60 kV
LXHIOLE - 3x1x630 mm2 (45 MVA);
Al-Aço - 261 mm2 (59 MVA).
Rede de 30 kV
Al-Aço - 261 mm2 (30 MVA);
LXHIOV 3x1x240 mm2 (20 MVA);
LXHIOV 3x1x500 mm2 (30 MVA);
Nas redes mais antigas são utilizados nos troços aéreos condutores CU 25, 35 e 50 e nos traços
subterrâneos cabos do tipo PCIAV 120 mm2.
Nas tabelas seguintes estão representadas pormenorizadamente as características das linhas de
transporte a 60 kV e 30 kV para a ilha da Madeira e a Ilha de Porto Santo referentes ao ano de
2009.
Tabela 31 - Características das linhas de transporte a 60 kV
Inst.
Tipo
Secção
2
[mm ]
Comp
[km]
R
[p.u.]
(a)
X [p.u.]
(a)
B [p.u.]
(a)
Cap.
[A]
(b)
Cap.
[MVA]
(b)
LDR6
Aérea
AL-Aço
261
22,8
0,0860
0,2596
0,0001
570
59,2
VIV6
Aérea
AL-Aço
261
8,4
0,0317
0,0957
0,0000
570
59,2
PFE6
Aérea
AL-Aço
261
7,4
0,0279
0,0844
0,0000
570
59,2
SCR6
Aérea
AL-Aço
261
2,4
0,0089
0,0268
0,0000
570
59,2
DERAL
EG
Aérea
AL-Aço
261
6,2
0,0235
0,0710
0,0000
570
59,2
ALEG
Subt.
XHIOV
240
0,2
0,0005
0,0007
0,0000
475
49,4
PFE6
Aérea
AL-Aço
261
5,2
0,0195
0,0588
0,0000
570
59,2
MCH6
Aérea
AL-Aço
261
11,9
0,0448
0,1354
0,0000
570
59,2
CTC6
Aérea
AL-Aço
261
0,7
0,0025
0,0001
0,0000
570
59,2
Barramentos
Inicial
Ilha da Madeira
VTO6VTO6
LDR6
VTO6VTO6
VIV6
VIV6-PFE6
VIV6
VTO6VTO6
SCR6
VTO6ALE6VTO6
PFE6
VTO6DERAL
ALE6EG
PFE6
VTO6DERAL
ALE6EG
PFE6
PFE6PFE6
MCH6
CNL6CNL6
Final
Projecto TRES
57
Código: MAC/2/C113
TRES
CTC6-1
CNL6CTC6-2
MCH6CNL6-1
MCH6CNL6-2
SJO6-VIV6
CNL6
CTC6
Aérea
AL-Aço
261
0,7
0,0025
0,0187
0,0000
571
59,3
MCH6
ASM
CH6CN
L6_1
Aérea
AL-Aço
261
0,7
0,0027
0,0081
0,0000
570
59,2
ASM
CH6C
NL6_1
CNL6
Subt.
LXHIOL
E
630
6,7
0,0087
0,0186
0,0002
474
59,3
MCH6
ASM
CH6CN
L6_2
Aérea
AL-Aço
116
0,7
0,0027
0,0081
0,0000
570
59,2
ASM
CH6C
NL6_2
CNL6
Subt.
LXHIOL
E
630
6,7
0,0087
0,0186
0,0002
474
49,3
SJO6
VIV6
Subt.
LXHIOL
E
630
3,7
0,0048
0,0103
0,0001
474
49,3
a) Os valores em p.u. são referidos à potência de base 100 MVA e à tensão de base de 60 KV
b) A capacidade térmica do Inverno é igual à capacidade térmica do Verão
Nota:
R - resistência
X - reactância
B - Susceptância
Tabela 32 - Características das linhas de transporte a 30 kV
Inst.
Tipo
Secção
2
[mm ]
Comp
[km]
R
[p.u.]
(a)
X
[p.u.]
(a)
B
[p.u.]
(a)
Cap.
[A]
(b)
LDV3
Aérea
CU
25
1,2
0,1028
0
100
5,2
CTS3
Aérea
AL-Aço
116
4,8
0,1457
0
304
15,8
FDB3
Aérea
CU
25
2,6
0,2184
0
100
5,2
RDJ3
Aérea
CU
35
9,6
0,5874
0
125
6,5
CAV3
Aérea
CU
35
6
0,3647
0
125
6,5
CAV3
Aérea
AL-Aço
116
1,2
0,0364
0
304
15,8
DerLRL
Aérea
AL-Aço
116
5,9
0,1775
0
304
15,8
BDC3
Aérea
AL-Aço
116
3,1
0,095
0
304
15,8
CTS3
Aérea
AL-Aço
116
1,2
0,0364
0
304
15,8
CTI3
CTS3
Aérea
AL-Aço
116
1,8
0,0531
0
304
15,8
LDM3
PVM3
Aérea
AL-Aço
261
6,2
0,2655
0
570
29,6
LDM3
ASLDM
LDR3
Aérea
AL-Aço
116
7,6
0,2297
0
304
15,8
Barramentos
Inicial
Ilha da Madeira
PRZ3PRZ3
LDV3
LDV3LDV3
CTS3
LDV3LDV3
FDB3
FDB3FDB3
RDJ3
FDB3FDB3
CAV3
LDR3LDR3
CAV3
LDR3LDR3
DerLRL
DerLRL3DerLR
BDC3
L3
LDR3LDR3
CTS3
CTI3-CTS3
LDM3PVM3
LDM3LDR3
Final
Cap.
[MVA]
(b)
PRZ3LDV3
LDV3CTS3
LDV3FDB3
FDB3RDJ3
FDB3CAV3
LDR3CAV3
LDR3DerLRL
DerLRL
3-BDC3
LDR3CTS3
CTI3CTS3
LDM3PVM3
LDM3LDR3
Projecto TRES
58
Código: MAC/2/C113
TRES
PVM3SDA3
ASLD
MLDR
3
LDR3
Subt.
LXHIOV
240
1,2
0,0201
0
376
19,5
PVM3
ASSDA
PVM3
Subt.
LXHIOV
240
4,1
0,0679
0
376
19,5
ASSDA
PVM3-2
Aérea
CU
35
2,3
0,1407
0
125
6,5
ASSD
APVM
3-1
ASSD
APVM
3-2
ASSD
APVM
3-3
ASSDA
PVM3-3
Subt.
LXHIOV
240
2,4
0,0406
0
376
19,5
SDA3
Aérea
AL-Aço
261
0,3
0,0042
0
570
29,6
PVM3
CGR3
Aérea
CU
25
5,5
0,2356
0,000
1
200
10,4
PVM3
ASPVM
CGR3
Aérea
AL-Aço
261
5,3
0,0513
0,000
1
570
29,6
ASPV
MCGR
3
CGR3
Subt.
LXHIOV
240
0,6
0,0094
0,000
4
376
19,5
SVC3DerBDC3
SVC3
DerBDC
3
Aérea
AL-Aço
116
0
0
304
15,8
DerBDC3SXA3
DerBD
C3
SXA3
Aérea
AL-Aço
116
0
0
304
15,8
SXA3
SASXA3
RDJ3
Subt.
LXHIOV
240
4
0,0668
376
19,5
SASXA
3RDJ3
RDJ3
Aérea
AL-Aço
116
2,2
0,068
304
15,8
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,007
376
19,5
Subt.
LXHIOV
70
0,4
0,0124
336
17,5
250
13
570,0
29,6
571,0
29,7
376,0
19,5
376,0
19,5
304,0
15,8
PVM3CGR3-1*
PVM3CGR3-2
SXA3RDJ3
CTV3VTO3TR1
CTV3VTO3TR2
CTV3VTO3TR3
CTV3CGR3-1*
CTV3 CGR3 - 2
CTV3 AMP3 - 1
CTV3
CTV3
CTV3
CTV3
CTV3
CTV3
CTV3
VTO3TR
1
VTO3TR
1
VTO3TR
2
VTO3TR
2
VTO3TR
3
VTO3TR
3
SACTV3
CGR3
SACTV
3CGR3
CGR3
Aérea
CU
35
5
0,2142
CTV3
FNT
Aérea
AL-Aço
261
3,8
0,05125
FNT
ASFNT3
CGR3
Aérea
AL-Aço
261
3,0
0,03979
ASFNT
3CGR3
CGR3
Subt.
LXHIOV
240
0,6
0,00939
CTV3
SACTV3
AMP3(1)
Subt.
LXHIOV
240
0,6
0,0107
SACTV
3AMP3
(1)
AMP3
Aérea
AL-Aço
116
2,2
0,06801
0,002
8
0,000
1
0,000
3
0,000
3
0,000
3
0,000
3
0,000
3
0,000
3
0,000
2
0,000
1
0,000
10
0,053
18
0,000
39
0,000
45
0,000
05
PVM3SDA3
PVM3CGR31*
PVM3CGR32
SVC3DerBD
C3
DerBD
C3SXA3
SXA3RDJ3
CTV3VTO3T
R1
CTV3VTO3T
R2
CTV3VTO3T
R3
CTV3CGR31*
CTV3 CGR3 2
CTV3 AMP3 1
Projecto TRES
59
Código: MAC/2/C113
TRES
CTV3 AMP3 - 2
CTV3 AMP3 - 3
CTV3
SACTV3
AMP3(2)
Subt.
LXHIOV
240
0,6
0,01008
0,000
42
376,0
19,5
SACTV
3AMP3
(2)
AMP3
Aérea
AL-Aço
116
2,2
0,06761
0,000
05
304,0
15,8
CTV3
SACTV3
AMP3(3)
Subt.
LXHIOV
240
0,6
0,0:008
0,000
42
376
19,5
SACTV
3AMP3
(3)
AMP3
Aérea
AL-Aço
116
2,2
0,06761
0,000
05
304,0
15,8
Subt.
LXHIOV
240
0,4
0,00688
376,0
19,5
Aérea
AL-Aço
261
1,3
0,01686
570,0
29,6
STQ3
Subt.
LXHIOV
240
1,0
0,01678
376,0
19,5
CTV3
CTV3STQ3
SACTV
3STQ3
ASCTV
3STQ3
SACTV3
STQ3
ASCTV3
STQ3
0,000
29
0,000
03
0,000
70
CTV3 VTS3 - 1
CTV3
VTS3
Subt.
PCIAV
120
5,8
0,10752
0,004
59
270,0
14,0
CTV3 VTS3 - 2
CTV3
VTS3
Subt.
PCIAV
120
5,8
0,10752
0,004
59
270,0
14
CTV3 VTS3 - 3
CTV3
VTS3
Subt.
PCIAV
120
5,8
0,10752
0,004
59
270,0
14,0
VTS3 FCH3 - 1
VTS3
FCH3
Subt.
PCIAV
120
3,4
0,06303
0,002
69
270,0
14,0
VT53 FCH3 - 2
VTS3
FCH3
Subt.
PCIAV
120
3,4
0,06303
0,002
69
270,0
14,0
VTS3
FCH3
Subt.
PCIAV
120
3,4
0,06303
270,0
14,0
VTS3
AMP3
Subt.
PCIAV
120
1,8
0,03337
270,0
14
VT53 AMP3 - 2
VTS3
AMP3
Subt.
PCIAV
120
1,8
0,03337
270,0
14
VTS3 STQ3
VTS3
STQ3
Subt.
LXHIOV
240
3,0
0,05033
376,0
19,5
FCH3
DerMS
R
Subt.
LXHIOV
240
2,4
0,04026
376,0
19,5
DerM
SR
PFE3
Aérea
AL-Aço
261
2,6
0,03480
570,0
29,6
FCH3
SAFCH3
PFE3(2)
Subt.
LXHIOV
240
2,4
0,0402
6
376,0
19,5
570,0
29,6
570,0
29,6
304,0
15,8
125,0
6,5
125
6,5
570,0
29,6
VT53 FCH3- 3
VT53 AMP3- 1
FCH3 PFE3 - 1
FCH3 PFE3 - 2
PFE3 MSR3
MSR3 FDN3
MSR3 FDN3
FDN3 LDF3
PFE3 -
SAFCH
3PFE3(
2)
PFE3
Aérea
AL-Aço
261
24
0,0348
PFE3
MSR3
Aérea
AL-Aço
261
6
0,08092
MSR3
MLMSR
3FDN3
Aérea
AL-Aço
116
2,1
0,06342
MLMS
R3FDN
3
FDN3
Aérea
CU
35
5,1
0,30899
FDN3
LDF3
Aérea
CU
35
6,2
0,3763
PFE3
CAN3
Aérea
AL-Aço
261
4,3
0,05732
0,002
69
0,001
43
0,001
43
0,002
11
0,001
69
0,000
07
0,001
69
0,000
07
0,000
16
0,000
05
0,000
11
0,000
13
0,000
CTV3 AMP3 2
CTV3 AMP3 3
CTV3STQ3
CTV3 VTS3 1
CTV3 VTS3 2
CTV3 VTS3 3
VTS3 FCH3 1
VT53 FCH3 2
VT53 FCH3- 3
VT53 AMP3- 1
VT53 AMP3 2
VTS3 STQ3
FCH3 PFE3 1
FCH3 PFE3 2
PFE3 MSR3
MSR3 FDN3
MSR3 FDN3
FDN3 LDF3
PFE3 -
Projecto TRES
60
Código: MAC/2/C113
TRES
CAN3
CAN3 UV3
CAN3 AE03
CAN3
ASCAN3
LIV3
Aérea
AL-Aço
261
1,2
0,01632
ASCA
N3LIV3
LIV3
Subt.
LXHIOV
240
2,5
0,04194
CAN3
ASCAN3
AEP3
Aérea
AL-Aço
261
1,2
0,01632
ASCA
N3AEP
3
AEP3
Subt.
LXHIOV
240
7,8
CAN3 DerAEP3
CAN3
DerAEP
3
Aérea
CU
35
DerAEP3MCH3
DerAE
P3
MCH3
Aérea
CU
DerAEP3 AEP3
DerAE
P3
AEP3
Subt.
MCH3
AEP3
MCH3
MCH3 AEP3
MCHI SSR3
SSR3 LDF3
LDF3 STA3
PFE3 LIV3
CGR3 GR,FDP
SVC3 SDA3
SVC3 PDG3
SVC3 RCM
LRL3DerLRL3
CAN3
570,0
29,6
376,0
19,5
570,0
29,6
0,13069
0,005
49
376,0
19,5
7,1
0,00264
0,000
18
125
6,5
35
2,0
0,12237
0,000
04
125,0
6,5
LXHIOV
240
1,5
0,02466
0,001
04
376
19,5
Subt.
LXHIOV
240
3,0
0,05033
376,0
19,5
SSR3
Aérea
AL-Aço
261
6,2
0,08381
570,0
29,6
SSR3
LDF3
Aérea
AL-Aço
261
7,4
0,09975
570,0
29,6
LDF3
STA3
Aérea
AL-Aço
261
7,0
0,0944!
570,0
29,6
PFE3
LIV3
Subt.
LXHIOV
240
4,6
0,07633
376,0
19,5
CGR3
GR,FDP
Aérea
CU
SO
-
TA
0,10065
160,0
8,3
SVC3
ASSVCS
DA
Subt.
LXHIOV
240
5,9
0,09898
376,0
19,5
ASSVC
SDA
SDA3
Aérea
AL-Aço
261
0,3
0,00337
570,0
29,6
SVC3
PDG#
Subt.
LXHIOV
240
10,5
0,17548
376,0
19,5
SVC3
RDJ3
Subt.
LXHIOV
240
18,0
0,30198
376,0
19,5
LRL3
DerLRL3
Subt.
LXHIOV
240
1,8
0,02936
376,0
19,5
PDR3
Subt.
LXHIOV
500
2,0
0,01600
376,0
26,4
Rap.
Subt.
LXHIOV
240
3,0
0,05033
376,0
19,5
BDC3BDC3
PDR3
LDV3LDV3
Rap,**
Ilha do Porto Santo
CNP3 –
CNP3
VBL3-1
CNP3 –
CNP3
VBL3-2
VBL3 –
VBL3
CPS3-1
VBL3
VBL3 –
CPS3-2
11
0,000
03
0,001
76
0,000
03
ASVB
LCPS
3(1)
VBL3
Aérea
LXHIOV
70
2,2
VBL3
Subt.
LXHIOV
70
2,6
CPS3
Subt.
LXHIOV
70
4,8
Subt.
LXHIOV
70
0,5
ASVBL
CPS3(1
)
ASVBL
CPS3(2
)
Aérea
LXHIOV
70
2,2
0,124
82
0,150
87
0,277
36
0,002
11
0,000
17
0,000
20
0,000
19
0,003
21
0,000
05
0,004
16
0,000
01
0,007
37
0,012
68
0,001
23
0,001
44
0,002
11
0,00106
168,0
8,7
0,00128
168,0
8,7
0,00236
168,0
8,7
0,031
41
0,00027
168,0
8,7
0,124
82
0,00106
CAN3 UV3
CAN3 AE03
CAN3 DerAEP
3
DerAEP
3MCH3
DerAEP
3AEP3
MCH3 AEP3
MCHI SSR3
SSR3 LDF3
LDF3 STA3
PFE3 LIV3
CGR3 GR,FDP
SVC3 SDA3
SVC3 PDG3
SVC3 RCM
LRL3DerLRL
3
BDC3PDR3
LDV3Rap,**
CNP3 –
VBL3-1
CNP3 –
VBL3-2
VBL3 –
CPS3-1
VBL3 –
CPS3-2
168,0
8,7
Projecto TRES
61
Código: MAC/2/C113
TRES
ASVB
LCPS
3(2)
CPS3
Subt.
LXHIOV
70
2,4
0,136
90
0,00116
168,0
8,7
a) Os valores em p.u. são referidos à potência de base 100 MVA e à tensão de base de 60 KV
A capacidade térmica do Inverno é igual à capacidade térmica do Verão
a) Em paralelo - dois ternos (Cu 35mm2 e Cu 25mm2) ligados nos mesmos painéis de linha
b) ** Parte da futura ligação Lombo da Velha (Prazeres) à futura subestação da Ponta do
Pargo
c) *** Apenas o primeiro troço (LRL-ASLRL3) é linha nova.
A Figura 12 representa a rede de transporte da Região Autónoma da Madeira.
Projecto TRES
62
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 12 – Esquema da Rede de Transporte
Projecto TRES
63
Código: MAC/2/C113
TRES
2.6.2. Rede de Distribuição MT do SEPM
A maioria dos postos de transformação é alimentada a 6,6 kV, no entanto existem alguns
alimentados a 30 kV.
2.6.2.1 Postos de transformação
Na Tabela 33 encontram-se sumarizadas as características dos diversos Postos de Transformação
distribuídas por concelho, referentes ao ano de 2009.
Tabela 33 – Postos de Transformação
Ilha da Madeira
6,6
30
Funchal
6,6
30
C. Lobos
6,6
30
R. Brava
6,6
30
Calheta
6,6
30
Ponta do Sol
6,6
30
S. Vicente
6,6
30
Santana
6,6
30
Machico
6,6
30
Santa Cruz
6,6
30
Porto Moniz
6,6
30
Ilha do Porto Santo
6,6
30
Total
N.º
217
213
4
104
103
1
16
16
0
5
5
0
4
4
0
3
3
0
5
5
0
13
13
0
31
31
0
36
33
3
0
0
0
21
21
0
238
Particulares
Pot. Inst. [kVA]
142800
136690
6110
77715
77465
250
9990
9990
0
2410
2410
0
1530
1530
0
700
700
0
1610
1610
0
6900
6900
0
18395
18395
0
23550
17690
5860
0
0
0
12535
12535
0
155335
N.º
1439
1393
46
464
460
4
113
110
3
113
110
3
124
120
4
56
46
10
55
54
1
84
78
6
120
119
1
261
254
7
49
42
7
72
72
0
1511
Públicos
Pot. Inst. [kVA]
573350
562080
11270
250135
248885
1250
42585
41605
980
34375
34075
300
33325
32775
550
20125
16385
3740
16625
16375
250
17980
17080
900
45510
45110
400
100010
97960
2050
12680
11830
850
22060
22060
0
595410
N.º
1656
1606
50
568
563
5
129
126
3
118
115
3
128
124
4
59
49
10
60
59
1
97
91
6
151
150
1
297
287
10
49
42
7
93
93
0
1749
Total
Pot. Inst. [kVA]
716150
698770
17380
327850
326350
1500
52575
51595
980
36785
36485
300
34855
34305
550
20825
17085
3740
18235
17985
3740
24880
23980
900
63905
63505
400
123560
115650
7910
12680
11830
850
34595
34595
0
750745
Projecto TRES
64
Código: MAC/2/C113
TRES
6,6
30
234
4
149225
6110
1465
46
584140
11270
1699
50
733365
17380
Projecto TRES
65
Código: MAC/2/C113
TRES
Figura 13 - Esquema da rede de distribuição
Projecto TRES
66
Código: MAC/2/C113
TRES
2.7. CARGAS
2.7.1. Cargas verificadas nas subestações
Nas tabelas que se seguem são indicadas as cargas máximas (pontas) e mínimas por trimestre, o
factor de utilização da potência instalada, para o ano de 2009, e ainda, a evolução dos valores de
ponta em relação aos anos anteriores.
Tabela 34 - Níveis de carga nas subestações
MW
Ilha da Madeira
Funchal
Amparo
Vitória 6,6kV
Santa Quitéria
Virtudes
Alegria
Viveiros
Ponte Vermelha
Lombo do Meio
Central da
Calheta
Calheta
Ribeira da
Janela
Serra d’Água
Lombo do Faial
Santana
Machico
Caniço
Livramento
Palheiro
Ferreiro
S, Vicente
Prazeres
Caniçal
Cabo Girão
Santo da Serra
Ponta Delgada
São João
Ilha do Porto Santo
Nova Central
Vila Baleira
Calheta
Max
1º trimestre
Min
Med
Max
2º trimestre
Min
Med
Max
3º trimestre
Min
Med
4º trimestre
Max
Min
Med
19,5
12,3
11,5
5,3
13,4
5,0
11,8
7,0
2,1
6,7
4,3
3,8
1,2
5,2
0,7
4,4
2,8
0,8
11,9
8,0
7,0
3,2
8,5
2,4
7,6
4,4
1,2
19,4
10,0
10,2
4,8
11,1
4,1
10,7
5,7
1,7
6,7
4,1
4,3
1,5
5,2
1,1
4,2
2,8
0,8
11,7
7,4
7,3
3,2
8,4
2,3
7,2
4,2
1,1
20,6
12,1
10,4
5,2
13,5
3,8
10,8
6,0
1,8
6,8
4,4
4,2
1,3
4,8
1,2
4,5
2,8
0,8
12,7
8,2
7,4
3,5
9,3
2,4
7,7
4,5
1,2
21,1
12,8
9,9
5,7
14,5
4,9
12,4
7,4
2,5
6,6
4,7
3,7
1,3
5,5
0,2
4,8
3,1
0,9
12,6
8,8
6,1
3,4
9,1
2,2
8,2
4,6
1,3
0,4
0,1
0,2
0,3
0,1
0,2
0,3
0,2
0,2
0,4
0,2
0,2
3,6
1,1
2,4
3,1
1,5
2,3
3,3
1,6
2,5
3,9
1,6
2,4
1,5
0,9
1,1
2,0
0,9
1,1
1,7
0,8
1,2
1,7
0,9
1,2
0,6
1,4
3,3
10,8
9,0
7,2
0,2
0,6
1,3
5,4
3,7
2,6
0,4
0,9
2,1
7,4
5,7
4,6
0,9
2,1
2,6
9,3
7,9
6,4
0,3
0,6
0,5
3,7
3,4
2,6
0,4
0,9
1,9
7,1
5,1
4,6
0,7
1,6
2,7
10,1
7,6
7,7
0,2
0,6
1,3
5,0
3,2
2,6
0,4
0,9
1,9
7,5
5,2
5,3
0,6
1,6
3,2
12,2
9,5
8,2
0,3
0,5
1,4
4,6
3,6
2,8
0,4
0,9
1,9
7,4
5,5
5,0
6,0
2,4
3,9
5,2
2,3
3,6
5,2
2,2
3,7
6,3
2,4
3,9
2,5
2,4
3,8
4,4
2,1
2,0
7,6
0,8
1,1
0,8
1,6
0,9
0,6
2,4
1,5
1,5
1,9
2,5
1,5
0,9
4,8
2,2
2,0
3,9
3,5
2,2
1,3
8,3
0,4
1,0
0,8
1,8
1,1
0,5
2,7
1,4
1,4
1,9
2,5
1,5
0,9
5,2
2,5
2,3
3,8
5,2
2,3
1,7
9,4
0,8
1,0
0,6
1,9
0,9
0,3
2,6
1,5
1,5
1,9
3,5
1,7
0,9
5,8
2,3
2,4
3,7
6,7
2,6
1,5
8,5
0,9
1,2
0,9
2,4
1,0
0,6
2,6
1,4
1,5
1,9
3,6
1,7
0,9
5,3
1,8
2,4
1,3
1,0
0,8
0,4
1,4
1,8
1,0
2,0
2,5
1,9
1,0
1,2
0,7
1,5
1,9
1,4
2,5
2,9
2,3
1,7
2,2
1,3
1,3
1,6
1,0
2,0
2,5
1,8
1,0
0,9
0,4
1,5
1,9
1,3
Os valores mínimos de carga reflectem apenas a situação normal de exploração.
Projecto TRES
67
Código: MAC/2/C113
TRES
Tabela 35 - Evolução da carga das subestações de Distribuição
Tr’s
[MVA]
Bat.
[MVAr]
P
[MW]
Q
[MVAr]
S
[MVA]
Cos
[ф]
Factor
de
carga
[%]
30
20
20
10
30
10
30
10
4
1
10
6
4
6
6
25
20
20
20
6
4
10
10
6
10
30
6
2
4
21,1
12,8
11,5
5,7
14,5
5,0
12,4
7,4
2,5
0,4
3,9
2,0
0,9
2,1
3,3
12,2
9,5
8,2
6,3
2,5
2,4
3,9
6,7
2,6
2,0
9,4
13,9
6,3
5,9
2,7
5,2
2,4
6,7
3,5
1,3
0,3
1,5
1,5
0,6
1,4
2,0
6,2
5,0
3,5
3,1
1,5
1,9
2,6
4,2
1,3
1,7
5,7
22,5
13,5
11,6
6,3
14,8
5,5
12,7
7,5
2,8
0,5
4,2
2,5
1,1
2,5
3,9
12,9
10,0
8,3
6,4
2,9
3,1
4,7
7,9
2,9
2,6
9,5
0,936
0,949
0,987
0,901
0,976
0,903
0,977
0,980
0,890
0,787
0,929
0,800
0,850
0,821
0,862
0,946
0,954
0,985
0,984
0,868
0,781
0,826
0,850
0,890
0,765
0,984
2,5
2,9
2,3
1,4
1,6
1,3
2,8
3,3
2,6
0,880
0,880
0,880
Potência instalada
Ilha da Madeira
Funchal
Amparo
Vitória 6,6kV
Santa Quitéria
Virtudes
Alegria
Viveiros
Ponte Vermelha
Lombo do Meio
Central da Calheta
Calheta
Ribeira da Janela
Serra d’Água
Lombo do Faial
Santana
Machico
Caniço
Livramento
Palheiro Ferreiro
S, Vicente
Prazeres
Caniçal
Cabo Girão
Santo da Serra
Ponta Delgada
São João
Ilha do Porto Santo
Nova Central
Vila Baleira
Calheta
4
8
6
2
4
2
2
2
2
2
4
Cargas máximas anuais
Variação 2009/2008
[%]
Activa
Aparente
75
68
58
63
49
55
42
75
69
49
42
41
28
42
65
52
50
42
32
49
77
47
79
49
26
32
-4
-5
-2
-1
-9
-5
9
3
1
-1
-1
22
8
33
-1
3
0
8
-19
3
-4
0
44
1
25
21
-3
-4
-1
-1
-12
-4
10
1
2
0
-1
22
8
35
2
5
0
-2
-17
4
11
1
44
1
34
19
71
41
44
-18
-32
-5
-18
-32
-5
* Factores de Potência na ponta com compensação nas subestações
Legenda:
Tr’s – Potência instalada nos transformadores
Bat. – Potência instalada nas baterias de condensadores
P – Potência Activa
Q – Potência reactiva
S – Potência Aparente
Numa primeira análise das tabelas verifica-se que os factores de utilização da potência instalada
não excederam os 75%. Pode-se também observar que as cargas nas subestações CGR, LDF,
PDG, e RDJ apresentaram um acréscimo significativo, quando comparadas com os valores de
2008. Este crescimento deve-se à tomada de carga de outras subestações. O aumento de cargas n
Projecto TRES
68
Código: MAC/2/C113
TRES
subestação CGR deveu-se, principalmente, à instalação de uma nova saída MT para a zona do
Estreito de Câmara de Lobos, transferindo uma carga importante da subestação VIT. No caso da
subestação LDF o aumento deveu-se, sobretudo, ao acréscimo de consumos da sua zona de
influência.
Em contrapartida, verificaram-se reduções nas subestações PFE, FCH, AMP, VIT, VTS e ALE.
Na Tabela 36 encontra-se a evolução de carga das subestações relativas ao serviço de transporte,
referente ao ano de 2009.
Tabela 36 - Evolução da carga nas subestações do Serviço de Transporte ao longo do ano
Vitória
Lombo do Doutor
Machico
Palheiro Ferreiro
Vitória
Cargas máximas por trimestre
[MVA]
Potência
instalada
[MVA]
1ª
2ª
3ª
4ª
Max
100
25
15
30
100
24
8
10
12
24
34,3
10,5
9,4
13,7
34,3
41,2
9,8
10,0
13,1
41,2
43,5
11,8
10,5
20,5
43,5
43,525
11,752
10,505
20,548
43,525
Factor
de
carga
[%]
44
47
70
68
44
Variação
2009/2008
[%]
-37
0
-3
29
-37
Como se pode observar, nas subestações de transporte 60/30 kV, registaram-se factores de carga
entre os 45 e os 68%, tendo os valores mais altos ocorrido em situações pontuais de exploração.
Salienta-se, que a entrada em exploração de um quarto transformador permitiu reduzir, de forma
apreciável, os factores de carga máximos verificados em anos anteriores.
3.
LIGAÇÃO À TERRA
O tipo de ligação de neutro utilizado nas redes AT e MT é de neutro isolado, com excepção da rede
afecta à SE CAV, em que os neutros dos dois transformadores (2x0,5 MVA) estão ligados à terra,
através de uma resistência de 7000Ω, no lado dos 6,6 kV.
4.
GESTÃO TÉCNICA GLOBAL DO SEPM
No processo de gestão e condução dos sistemas eléctricos de produção, transporte e distribuição
do SEPM, é importante reportar o conjunto de regras, procedimentos, deveres e direitos dos
intervenientes na coordenação do funcionamento das redes da concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM e das instalações ligadas às suas redes, nomeadamente:
Modulação da produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a
despacho;
Coordenação das indisponibilidades da rede de transporte e distribuição do SEPM e dos
produtores sujeitos a despacho.
Projecto TRES
69
Código: MAC/2/C113
TRES
4.1. ASPECTOS GERAIS DA SEGURANÇA DO SISTEMA ELÉCTRICO DA MADEIRA
4.1.1. Princípios gerais
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM é responsável pelo
estabelecimento de critérios de segurança para a exploração do sistema eléctrico, com base nos
seguintes valores:
a) Potência admissível nos transformadores, auto-transformadores e linhas da rede de
transporte;
b) Níveis mínimos de reserva para a regulação de frequência/potência.
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM pode alterar os valores
estabelecidos, nos termos previstos no Manual de Procedimentos, sempre que ocorram
condicionalismos de exploração que justifiquem a sua modificação, procedendo à divulgação das
alterações e respectivos motivos.
4.1.2. Critérios de funcionamento e de segurança para a exploração do sistema eléctrico da
Madeira
4.1.2.1 Variáveis de controlo e de segurança
As variáveis que permitem supervisionar o estado de funcionamento da rede de transporte e
distribuição em cada ilha são:
a) Frequência;
b) Tensão;
c) Potência e temperatura nos diversos elementos da rede de transporte (linhas,
transformadores e aparelhos associados);
d) Regulação de frequência – potência.
4.1.2.2 Limites admissíveis das variáveis de controlo
Frequência
A frequência de referência e as margens de variação de frequência na rede de transporte do SEPM
são estabelecidas de acordo com o estipulado nas normas e regras internacionais aplicáveis,
designadamente as recomendações da UCTE.
Para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência de referência (f0) não deverá
permanecer, de forma durável, em regime não perturbado, fora do intervalo, ± 500 mHz.
A frequência de referência, sempre que não se esteja a proceder a correcções da hora síncrona, é
de 50,00 Hz.
Para sincronizar a hora da rede interligada com a hora astronómica, a frequência de referência
pode ser alterada para + 50 mHz.
Projecto TRES
70
Código: MAC/2/C113
TRES
Tensão
O perfil de tensão na rede de transporte do SEPM tem em consideração os limites impostos pelas
normas, a existência de cláusulas contratuais de entrega de energia, bem como os valores
desejáveis para minimização de perdas.
Deverá também atender-se a limitações pontuais decorrentes do tipo de local em que as
instalações se encontram inseridas, onde se verifiquem, por exemplo, níveis elevados de poluição
ou salinidade ou outras circunstâncias desfavoráveis, e ainda a limitações temporárias
determinadas pelo estado de funcionamento da aparelhagem.
Em situação normal de exploração os valores de tensão não deverão ultrapassar ±10% do valor
nominal.
Potência e temperatura
Os valores de potência máxima em regime permanente não deverão ser superiores à capacidade
nominal, no caso de auto-transformadores e transformadores, nem à capacidade térmica
permanente, no caso de linhas de transporte, considerando a temperatura máxima do condutor
definida nas condições de projecto.
A potência máxima em regime permanente nas linhas poderá ser inferior ao valor atrás indicado
como resultado de situações em que esteja em causa a estabilidade dinâmica, em que exista o
risco potencial de colapso de tensão ou ainda devido a restrições à flecha máxima decorrentes da
alteração dos pressupostos do projecto.
De um modo geral, a temperatura máxima prevista no projecto ou indicada pelos fabricantes para
funcionamento dos equipamentos, quer em regime permanente, quer em condições de sobrecarga
temporária, nunca deverá ser excedida.
A capacidade de transporte das linhas deverá ser definida de forma a não ultrapassar a
temperatura máxima do condutor especificada nas condições de projecto. A capacidade dos
transformadores e auto-transformadores é definida pelos fabricantes, de acordo com as suas
características construtivas específicas.
4.1.3. Análises de segurança
Nas análises de segurança efectuadas pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado
do SEPM, abrangendo cada uma das ilhas da Região, devem ser consideradas todas as
contingências, nas condições a seguir mencionadas decorrentes de falhas simples de um qualquer
elemento ao nível da rede de transporte (critério N-1), de falhas simultâneas dos dois circuitos das
linhas duplas (quando houver) e da falha do maior grupo gerador em serviço.
4.1.3.1 Falha simples (critério N-1)
A ocorrência da falha de um qualquer elemento da rede de transporte não deverá, em regra,
implicar:
Interrupções prolongadas no abastecimento de energia nem degradação significativa da
qualidade com que esta é fornecida;
Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas
sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 20% da sua
Projecto TRES
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TRES
capacidade nominal ou até 30% eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez
minutos);
Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas
sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10% da sua capacidade
nominal, no Verão, e 20%, no Inverno.
Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre os limites
referidos na secção seguinte.
4.1.3.2 Falha de linhas de duplo circuito
Entende-se por linhas de duplo circuito, aquelas cujos circuitos partilham apoios pelo menos em
um dos troços dos seus traçados.
Considerar-se-á a falha de uma linha de duplo circuito sempre que o seu traçado tenha mais de
dois apoios comuns, existindo uma lista, publicada e actualizada pela concessionária do transporte
e distribuidor vinculado do SEPM, das linhas que se encontram nestas condições.
Estas contingências deverão ser consideradas apenas em situações meteorológicas adversas, com
possibilidade de ocorrência de trovoadas, ou em caso de incêndio nas imediações das linhas.
Neste caso não se deverão verificar:
Interrupções de fornecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com
que esta é fornecida;
sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 30% da sua
capacidade nominal;
sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10% da sua capacidade nominal
no Verão e 30% no Inverno.
Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre ±10% do
valor nominal.
4.1.3.3 Falha do maior grupo gerador em serviço de cada sistema electroprodutor
Nas análises de segurança deverá ser considerada a falha do maior grupo gerador em serviço
tendo presente também a necessidade da eliminação dos desvios resultantes num intervalo não
superior a 15 minutos.
Este tipo de contingência não deve ter como consequência:
Interrupções no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com
que esta é fornecida;
sobrecargas transitórias até 20% da sua capacidade nominal com duração igual ou inferior
a vinte minutos ou até 30% com duração inferior ou igual a dez minutos;
sobrecargas, com duração igual ou inferior a duas horas, até 10% e 20% da sua capacidade
nominal respectivamente no Verão e no Inverno.
Projecto TRES
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TRES
Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre ±10% do
valor nominal.
4.1.3.4 Regulação de frequência/potência
4.1.3.4.1 Princípios subjacentes
Os princípios subjacentes ao estabelecimento da reserva para a regulação de frequência/potência,
bem como as regras relativas à sua regulação primária e secundária encontram-se definidos pelas
regras relativas à regulação primária de frequência/potência, emitidas pela UCTE.
4.1.3.4.2 Níveis mínimos de reserva primária
Princípio
A regulação primária deve manter o equilíbrio entre a produção e o consumo através da actuação
automática dos reguladores de velocidade/potência activa dos respectivos grupos, a qual provoca
uma variação de potência inversamente proporcional à variação da frequência da rede, segundo a
característica de estatismo definida para os grupos geradores.
Compensação de perda súbita de produção
De acordo com as regras atrás mencionadas, uma perda súbita de produção de um grupo gerador
deve ser inteiramente compensada pela regulação primária do conjunto das centrais interligadas,
não devendo verificar-se nestas condições uma variação de frequência que obrigue a deslastre de
cargas, com a excepção da penetração de energia renovável no sistema eléctrico ser muito
elevada, nomeadamente, no período horário de vazio.
Compensação de deslastre súbito
De igual modo, um deslastre súbito de 10% da carga não deverá conduzir a um acréscimo
significativo do valor da frequência.
Contribuição para a reserva primária
A contribuição para a reserva primária total a que cada central fica obrigada é estabelecida todos
os anos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, sendo função do
crescimento anual das pontas de consumo do sistema eléctrico
Insensibilidade e banda morta da regulação primária dos reguladores dos grupos
De modo a manter o mais constante possível o valor da energia reguladora da rede, a banda de
insensibilidade dos reguladores dos grupos deverá ser tão estreita quanto possível, e sempre
inferior a ±100 mHz.
Velocidade de activação
A reserva primária deverá ser activada de forma automática, através dos seus reguladores, para
qualquer tipo de perturbação.
4.1.3.4.3 Níveis mínimos de reserva secundária
Princípio
A regulação secundária visa anular o desvio de frequência ou o desvio de potência total das redes
do SEPM, relativamente ao valor programado.
Projecto TRES
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TRES
Forma de assegurar a reserva secundária
A reserva secundária é assegurada por reserva rápida, constituída pelos grupos hídricos e térmicos
que possam ser mobilizados num espaço de tempo inferior a dez e vinte minutos, respectivamente;
Determinação da reserva secundária
A reserva secundária deve ser determinada pela concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM, para cada hora do dia, em função da (im)previsibilidade da evolução do
consumo e da probabilidade de falha de grupos geradores.
Eliminação dos desvios de regulação
Os desvios de regulação devem ser eliminados num prazo de 15 minutos.
4.1.4. Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico
4.1.4.1 Planos de segurança
Os Planos de Segurança devem estabelecer as medidas preventivas necessárias por forma a
evitar a ocorrência de incidentes que provoquem a interrupção do serviço aos utilizadores do
sistema eléctrico.
Para o efeito, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tomar
antecipadamente as medidas entendidas como necessárias, nomeadamente estabelecendo
esquemas especiais de exploração ou modificando o programa de despacho de forma a garantir
que os limites definidos no ponto referente à análise de segurança não sejam ultrapassados.
Nos planos de segurança encontram-se também contempladas as situações de teledisparo de
grupos geradores que, na sequência da ocorrência de contingências pré-definidas, possam originar
sobrecargas importantes. Estes dispositivos deverão ser identificados em lista a manter pela
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.
Por outro lado, sempre que se verifiquem situações de risco que ponham em causa os sistemas
informáticos, ou a integridade física dos operadores do centro de controlo, estes deverão informar
as centrais térmicas, munir-se da pasta designada por “Despacho de emergência”, localizada na
sala de comando do centro de controlo, e dirigir-se para o centro de comando de emergência, onde
se encontram meios alternativos para garantir a operação do sistema eléctrico.
Se uma situação idêntica se registar no centro de operação da rede de uma dada ilha, os seus
operadores deverão informar o centro de controlo, assumindo a concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM as funções de operação da rede da ilha onde se registou o
incidente.
4.1.4.2 Planos de deslastre de cargas
4.1.4.2.1 Princípio
Compete à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM o estabelecimento e
coordenação de planos de deslastre de carga do sistema eléctrico, bem como a sua actualização.
Projecto TRES
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TRES
Assim, sempre que, com o objectivo de preservar o funcionamento do sistema eléctrico, seja
necessário efectuar deslastres de carga, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do
SEPM deverá prever a possibilidade de os efectuar, mediante dispositivos automáticos ou de forma
manual.
4.1.4.2.2 Deslastre verificados por actuação de dispositivos automáticos
Os deslastres verificados por actuação dos dispositivos automáticos deverão ter como finalidade:
a) Eliminar, de forma expedita, sobrecargas pontuais na rede de transporte e rede de
distribuição do SEPM;
b) Evitar que a frequência desça abaixo de limiares mínimos pré-definidos, conforme o plano
de deslastre frequencimétrico;
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá proceder, periodicamente
ou sempre que tal se justifique, à simulação do plano de deslastre frequencimétrico, por forma a
garantir que os princípios gerais que o suportam permanecem válidos e que os consumos
essenciais não são afectados.
4.1.4.2.3 Plano de deslastre frequencimétrico
As regras gerais em que deve assentar o plano de deslastre frequencimétrico são as seguintes:
Garantir a manutenção da integridade da rede em caso de um défice de produção (desequilíbrio
produção-consumo) de cerca de 10% do consumo total, em horas de vazio;
Os relés a instalar devem medir apenas a frequência e devem ser temporizados;
O deslastre frequencimétrico encontra-se dividido por quatro escalões:
Tabela 37 – Escalões do deslastre frequencimétrico
Escalão
D
C
B
A
Frequência
Temporização
f < 48,0 Hz
0,15 s
f < 47,5 Hz
0,15 s
f < 47,0 Hz
0,15 s
f < 49,0 Hz e df/dt > 2,5Hz/s
Carga deslastrada
C1
C1 + C2
C1 + C2 + C3
C1 + C2 + C3
Nos valores mais elevados de frequência deve ser deslastrada uma percentagem
significativa da carga máxima, por forma a obter, nos casos de grande desequilíbrio
produção-consumo, uma travagem eficaz da descida da frequência a esses níveis, e por
conseguinte garantir uma intervenção em tempo útil da regulação primária;
Os relés de mínimo de frequência só deverão actuar após decorridas as temporizações que
constam em lista na concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, através
das quais se consegue o conveniente escalonamento dos deslastres;
Todos os deslastres devem ser efectuados nas saídas MT das subestações da rede de
distribuição.
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, deverá possuir, no prazo
de 5 anos, programas para efectuar a simulação do plano de deslastre, considerando as
situações mais severas, que, de uma forma geral, se poderão caracterizar por:
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TRES
Situações de vazio do diagrama de carga (mais desfavorável relativamente à ponta, por
haver menos grupos em paralelo, logo menor momento de inércia);
Aparecimento súbito de um défice de produção da ordem de 50% do consumo total.
4.1.4.2.4 Deslastres de carga manuais
Devido a situações excepcionais, não enquadráveis nos critérios de segurança normalmente
adoptados, quer na programação de exploração, quer na exploração em tempo real, poderá existir
a necessidade de efectuar deslastres de carga manuais localizados, designadamente os que
possam resultar das seguintes situações:
a) Perda simultânea, não programada, de múltiplos elementos da rede de transporte ou de
redes de distribuição a ela ligadas;
b) Perda simultânea, não programada, de múltiplos geradores;
c) Perda simultânea, não programada, de um elemento da rede de transporte ou de redes a
ela ligadas e de um grupo gerador;
d) Ocorrência de valores anómalos de frequência, da tensão ou da corrente em determinados
elementos da rede de transporte;
e) Qualquer situação caracterizada como de força maior.
Alguns dos cenários que justificarão os deslastres manuais são os seguintes:
Sobrecargas em linhas de transporte inferiores a 20% e com duração superior ou igual a 20
minutos;
Sobrecargas em linhas de transporte superiores ou iguais a 20%;
Tensões em regime estacionário inferiores a 5% da tensão nominal, com capacidade de
regulação em carga dos transformadores esgotada;
Frequência em regime estacionário inferior a 49 Hz;
Sobrecargas permanentes nos transformadores superiores a 20% durante o Inverno e a
10% no Verão;
Situações de carência absoluta de energia, conforme definido na secção 5.4.
4.1.4.3 Planos de reposição de serviço
4.1.4.3.1 Princípios
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM estabelecerá planos que integrem
medidas específicas de actuação, para além de dispositivos automáticos de reposição de serviço,
com o objectivo de minimizar as consequências para os utilizadores do sistema eléctrico após a
ocorrência de um incidente.
4.1.4.3.2 Plano de reposição de serviço
A elaboração do plano de reposição de serviço, após incidente generalizado, deverá abordar a
situação de interrupção generalizada da rede do SEPM.
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O plano de reposição de serviço deve ser actualizado sempre que entrem em serviço novos
elementos da rede do SEPM, ou sempre que sejam desclassificados elementos que nele constam.
O plano de reposição de serviço encontra-se disponível na concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM.
5.
EXPLORAÇÃO DO SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL EM TEMPO REAL
A exploração dos sistemas electroprodutores em cada uma das ilhas da região, em tempo real,
será objecto de medidas graduais visando o controlo e operação centralizada dos diferentes
sistemas eléctricos existentes.
5.1. CONTROLO DO SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL EM TEMPO REAL
O controlo do sistema eléctrico regional em tempo real, baseado na permanente monitorização do
seu estado de funcionamento, visa:
A manutenção ou reposição dos valores de tensão, frequência e trânsitos de energia dentro
dos limites estabelecidos, respeitando os níveis de segurança e de qualidade de serviço
regulamentares;
A permanente confrontação das condições efectivas de exploração do sistema e, se
necessário, a modificação do programa de despacho estabelecido;
A detecção e diagnóstico tempestivo de incidentes ou de situações passíveis de colocar em
risco a segurança do sistema eléctrico e a identificação de medidas tendentes a minimizar o
impacto da sua ocorrência, nomeadamente nos casos em que possa estar em causa a
continuidade do abastecimento de energia eléctrica.
5.1.1. Controlo dos trânsitos de energia
Para efectuar o controlo dos trânsitos de energia nos diversos elementos da rede de transporte, a
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá poder dispor de meios de
aquisição de dados em tempo real que lhe permitem verificar se o sistema eléctrico se encontra
numa situação normal de exploração.
Sempre que, por alteração das condições de exploração, se torne necessário limitar os trânsitos de
energia nos diversos elementos da rede, em conformidade com os critérios de segurança definidos
para o efeito, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM poderá:
Modificar o programa de despacho inicialmente considerado, alterando programas de
produção de produtores vinculados (PV) ou de produtores não vinculados (PNV);
Alterar a topologia da rede de transporte, através da implementação de esquemas especiais
de exploração nas suas instalações, como por exemplo colocando grupos geradores em
antena sobre uma determinada instalação;
Deslastrar cargas pontuais, como último recurso.
Estas medidas poderão ser tomadas isolada ou conjuntamente.
Projecto TRES
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TRES
5.1.2. Controlo de tensões e perdas
Para efectuar o controlo de tensão e perdas, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado
do SEPM pode emitir instruções de despacho para os produtores vinculados (PV) e produtores não
vinculados (PNV).
5.1.3. Modulação da produção e regulação frequência-potência
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deve modular a produção em
função do consumo, de acordo com os planos diários de potência previsível elaborados pela
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, tendo em atenção as condições
efectivas de exploração em cada ilha, nomeadamente:
Evolução do consumo;
Estado de disponibilidade das centrais e respectivos grupos geradores;
Topologia e capacidade das linhas de transporte;
Eventuais restrições de carácter ambiental ou decorrentes da utilização dos locais onde os
centros electroprodutores se inserem, não previstas no planeamento inicial.
Esta modulação deverá ser feita atendendo aos factores mencionados e tendo também em
consideração a existência de eventuais contratos bilaterais físicos (CBF) em curso.
A modulação da produção concretiza-se pelo envio de instruções de despacho, quer por teleregulação, normalmente de forma automática, quer por emissão de instruções específicas.
Estas instruções de despacho, em princípio, destinam-se apenas às centrais vinculadas ou sujeitas
a despacho centralizado efectivo.
Os CBF são considerados firmes, pelo que o envio de instruções de despacho para centrais não
vinculadas e fornecedores envolvidos naquelas transacções apenas se verificará nos seguintes
casos:
Sempre que esteja em causa a segurança do sistema eléctrico regional em cada uma das
ilhas;
A central, unidade de produção ou fornecedor, participante num CBF, esteja em falha de
disponibilidade, não tenha contrato de garantia de abastecimento e se verifique uma
situação de carência energética conforme definida em 5.4. Nestas condições a instrução de
despacho especificará que o produtor ou fornecedor em falha de disponibilidade deverá
comunicar aos seus clientes abrangidos pelo CBF a necessidade de reduzirem os seus
consumos, em conformidade com o estabelecido no RARI relativamente a falhas de
disponibilidade.
5.1.4. Avaliação da segurança da rede
O nível de segurança, de acordo com os critérios anteriormente definidos, deverá ser
permanentemente avaliado através da aplicação informática que realiza a análise de contingências
em tempo real, verificando o comportamento de todos os elementos da rede de transporte e
distribuição perante a ocorrência de contingências pré-definidas e alertando o operador sempre
Projecto TRES
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TRES
que os valores limites das variáveis de controlo e segurança monitorizadas sejam ultrapassados
em qualquer elemento.
Esta análise de contingências efectua-se:
Sempre que ocorram alterações topológicas na rede transporte e distribuição do SEPM;
Sempre que o operador o deseje, através da opção de arranque manual;
Periodicamente, caso não se verifiquem as condições anteriores.
Sempre que a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM constatar que
não se encontra assegurado o nível de segurança desejável de acordo com o referido na
secção 4.1.3, com base nos valores obtidos pela aplicação informática mencionada
anteriormente, deverá adoptar esquemas especiais de exploração de forma a corrigir a
situação.
5.2. ACTUAÇÃO EM CASO DE INCIDENTE
Tal como foi referido na secção anterior, o sistema eléctrico regional deverá ser explorado para que
perante a ocorrência de uma contingência não se verifiquem interrupções de fornecimento de
energia, nem sobrecargas permanentes.
No entanto, surgem por vezes incidentes não susceptíveis de se enquadrarem nos critérios
normais de previsão (casos em que se verifica uma sobreposição desfavorável de acontecimentos).
A actuação da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM perante um incidente
deste tipo tem como objectivo principal a minimização das consequências daí resultantes para o
sistema eléctrico regional, retomando o mais rapidamente possível, e em condições de segurança,
a satisfação total dos consumos eventualmente afectados. Para tal, e num primeiro nível de
actuação, serão repostos o serviço e os níveis de segurança de acordo com os planos de
emergência estabelecidos.
Para manter a tensão, frequência e trânsitos de energia dentro dos limites definidos, a
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM poderá emitir instruções
extraordinárias de despacho, decidir pelo deslastre de cargas, modificar o programa de despacho
ou implementar esquemas especiais de exploração, de acordo com os planos identificados na
secção anterior.
A responsabilidade de coordenação das manobras de reposição de serviço após um incidente é da
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM (centro de controlo), devendo seguir
o plano de reposição de serviço no caso de se tratar de um disparo generalizado.
Caso o centro de comando e controlo da rede fique impossibilitado de telecomandar uma
instalação, ou se não for possível estabelecer o contacto entre a concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM e operadores das salas de comando dos centros produtores (PV,
PNV ou co-gerador), o operador da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM
deverá tentar realizar as manobras necessárias solicitando a comparência de pessoal habilitado
para executar as manobras em modo local.
Após a ocorrência de um incidente, e logo que o sistema eléctrico se afigure estável, deverão ser
reavaliados os níveis de segurança correspondentes à nova topologia da rede.
Projecto TRES
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TRES
Todos os PV e PNV deverão proceder de acordo com o determinado no RARI e nos eventuais
protocolos de exploração estabelecidos com a concessionária do transporte e distribuidor vinculado
do SEPM, nomeadamente no que diz respeito à reposição de serviço em caso de incidente não
generalizado.
Em caso de disparo generalizado, deverão ser adoptados os procedimentos estabelecidos no
plano de reposição de serviço, sob coordenação da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM.
5.2.1. Actuação em caso de falha simples (critério N-1)
De acordo com o estabelecido na secção 4.1.3, sempre que ocorra um incidente deste tipo, não se
deverão verificar sobrecargas permanentes nos elementos da rede de transporte, situando-se as
tensões nos barramentos dentro dos limites referidos.
No entanto, nos casos de defeitos permanentes, o operador do centro de controlo (concessionária
do transporte e distribuidor vinculado do SEPM), deverá verificar se continuam a manter-se os
níveis de segurança exigidos.
Se existirem restrições de transporte ou transformação, deverá proceder às necessárias alterações
de forma a eliminar os riscos existentes em caso de um novo incidente.
Se tal não for suficiente para resolver as restrições, deverão ser adoptadas medidas para proceder
às transferências de cargas necessárias.
Se as violações surgirem ao nível das tensões, deverão mobilizar-se as capacidades máximas de
produção ou absorção de potência reactiva dos grupos geradores em exploração e, em caso de
necessidade, recorrer aos contratos para fornecimento do serviço de compensação
síncrona/estática que tenham sido celebrados com a concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM.
5.2.2. Actuação em caso de falha de linhas de duplo circuito
Perante um incidente deste tipo deverá proceder-se da mesma forma que no ponto anterior.
5.2.3. Actuação em caso de falha do maior grupo gerador em serviço
Neste tipo de incidentes, e após decorrido o tempo de actuação da reserva secundária (caso
exista), a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tomar medidas,
mobilizando outros grupos de forma a atingir aquele objectivo.
5.2.4. Actuação em caso de alteração da frequência
Sempre que se verifiquem alterações de frequência superiores a 500 mHz, a concessionária do
transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tentar averiguar o motivo da referida variação.
Se as alterações forem significativas, deverá ter-se em conta o estabelecido no plano de deslastre
referido na secção relativa aos Planos de deslastre de cargas. Sempre que existam interrupções de
fornecimento de energia, por actuação dos dispositivos automáticos de deslastre ou por instrução
de despacho, o Operador deverá reunir todos os dados necessários à elaboração do relatório
especificado na referida secção.
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Código: MAC/2/C113
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5.3. COMUNICAÇÕES PARA A EXPLORAÇÃO DO SISTEMA
5.3.1. Avisos recebidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM
5.3.1.1 Ocorrências justificativas da declaração de situação de carência energética
As ocorrências que justifiquem a declaração de situação de carência energética deverão ser
publicitadas pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM sempre que
aquelas tenham implicações no abastecimento dos clientes.
5.3.1.2 Falhas de disponibilidade de fornecedores de CBF
Sempre que esteja em causa a segurança do sistema eléctrico de uma ilha e se verifique uma
situação de carência energética conforme definida na secção que se segue, os fornecedores de
CBF sem contrato de garantia de abastecimento e que estejam em situação de falha de
disponibilidade, serão notificados desta situação.
5.4. SITUAÇÕES DE CARÊNCIA ABSOLUTA DE ENERGIA
A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM tem a capacidade de decretar a
situação de carência absoluta de energia sempre que ocorram situações susceptíveis de colocar
em perigo a manutenção de adequados níveis de segurança do sistema eléctrico, designadamente:
Situações de força maior com origem em causas externas de natureza imprevisível e
irresistível;
Impossibilidade de dispor de qualquer meio de produção em condições de fazer paralelo em
menos de duas horas;
Incapacidade de cumprimento das disposições que constam do Regulamento da Qualidade
de Serviço (RQS);
Insuficiência de reserva secundária;
Insuficiência de reserva de capacidade para controlo de tensão.
Sempre que se verifique uma destas situações, a concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM poderá declarar a situação de carência absoluta de energia.
5.5. ACTUAÇÃO PERANTE A OCORRÊNCIA DE AVARIAS
5.5.1. Actuação dos operadores
Perante a ocorrência de avarias, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM
actuará de modo a utilizar as soluções alternativas, sempre que exista redundância, caso contrário
comunicarão os factos aos técnicos de disponibilidade com a brevidade que a situação exigir.
Se o tipo de avaria afectar os dados necessários à gestão da rede do SEPM, os operadores da
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM solicitarão a colaboração dos
diversos interlocutores no sentido de serem informados de qualquer ocorrência com relevância na
rede do SEPM, bem como da evolução do consumo e dos valores de tensão e frequência nos
Projecto TRES
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TRES
barramentos mais importantes solicitando, inclusivamente, aos agentes autorizados para tal, a
realização das manobras eventualmente necessárias e comunicarão os factos aos técnicos de
disponibilidade com a brevidade que a situação exigir.
Se considerarem que não existem condições para garantia de segurança e integridade do sistema
eléctrico, deverão actuar de acordo com o plano de deslastre de cargas definido na secção 4.1.4.2.
5.5.2. Avaria na rede de telecomunicações de segurança
Sempre que ocorra uma avaria, em horas normais de laboração, num canal de fonia utilizado pela
concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, deverá efectuar-se a participação
ao departamento encarregue da gestão destas falhas, indicando qual a gravidade da avaria em
causa.
Se a avaria ocorrer fora das horas normais de laboração e se não existir alternativa,
designadamente através de empresas fornecedoras de serviços de telecomunicações, deverá
contactar-se o técnico de disponibilidade.
5.5.3. Avaria no sistema de telecomando
Se, na sequência de uma avaria, vier a revelar-se impossível o telecomando de uma instalação,
elemento da rede do SEPM ou grupo gerador, o operador da concessionária do transporte e
distribuidor vinculado do SEPM determinará a comparência de pessoal habilitado a executar
manobras no local, caso se conclua que, da impossibilidade de efectuá-las prontamente, possam
surgir violações dos limites estabelecidos no capítulo 4.
Enquanto se procede à reparação das avarias, a concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM tomará todas as medidas ao seu dispor de forma a manter a segurança e a
boa gestão do SEPM, devendo para isso:
a) Desenvolver contactos com as centrais hídricas e térmicas, para que lhe sejam facultadas
as informações entendidas como necessárias;
b) No caso da falha de medidas, poderá socorrer-se aos valores fornecidos pelo estimador de
estado (estará operacional a partir de 2004) que, tal como o seu nome indica, fornece
valores estimados das medidas reais;
c) Em caso de avarias mais graves, que originem a perda importante de informação (falha dos
computadores ou falha total das medidas das interligações das centrais), o operador deverá
recorrer, para além dos contactos mencionados, aos responsáveis superiores e aos que
tenham a responsabilidade de operar o sistema eléctrico manualmente.
5.5.4. Avaria na alimentação de energia eléctrica
A alimentação de energia eléctrica das instalações da concessionária do transporte e distribuidor
vinculado do SEPM, que efectua a gestão técnica global do SEPM, deve ser provida de recursos
de substituição capazes de assegurar, pelo menos, a continuidade de fornecimento aos órgãos
essenciais.
Projecto TRES
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Quando ocorram avarias em horas normais de laboração, as mesmas deverão ser participadas aos
serviços de apoio.
Quando as avarias ocorram fora das horas normais de laboração, e se a situação o exigir, deverão
ser comunicadas aos técnicos de disponibilidade desses serviços.
5.5.5. Outras avarias
Entende-se por “outras avarias” aquelas que, pela sua especificidade, não se enquadram nos
pontos anteriores e que poderão colocar em causa a segurança ou a boa gestão técnica global do
SEPM ou a segurança de pessoas e bens.
Perante a sua ocorrência, o operador da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do
SEPM deve encaminhar a sua resolução para os respectivos responsáveis, com a maior brevidade
possível, tomando as medidas ao seu dispor de forma a superar a avaria existente e colaborar na
garantia da segurança de pessoas e bens.
Projecto TRES
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TRES
6.
REFERÊNCIAS
1.
Empresa Electricidade da Madeira SA - Direcção de Estudos e Planeamento. Caracterização
da rede de transporte e distribuição em AT e MT para o ano de 2009, Março 2010.
2.
www.eem.pt
3.
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www.wikienergia.pt/~edp/index.php?title=Centrais_el%C3%A9ctricas_na_Regi%C3%A3o_Aut
%C3%B3noma_da_Madeira
4.
Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica do
Caniçal. Disponível em: www.eem.pt
5.
Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica da
Vitória. Disponível em: www.eem.pt
6.
Valor Ambiente - Gestão e Administração de Resíduos da Madeira SA. ETRS Meia Serra.
Disponível em: www.valorambiente.pt/etrs-meia-serra
7.
Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica do
Porto Santo. Disponível em: www.eem.pt
8.
Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central
Hidroeléctrica da Calheta de Inverno. Disponível em: www.eem.pt
9.
Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central
Hidroeléctrica da Serra d’Água. Disponível em: www.eem.pt
10. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central
Hidroeléctrica dos Socorridos. Disponível em: www.eem.pt
Hidroeléctrica da Calheta. Disponível em: www.eem.pt
Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira. Disponível em: www.eem.pt
Hidroeléctrica da Ribeira da Janela. Disponível em: www.eem.pt
14. Vestas. Vestas V47–660 kW brochure.
15. Vestas. Vestas V29 - 225 kW 50 Hz Wind Turbine, General Specifications. Novembro 1998
16. Empresa Electricidade da Madeira SA. Manual de procedimentos do acesso e operação do
SEPM, Artigo 59.º do regulamento de relações comerciais, Abril 2004.
Projecto TRES
84

Caracterização da rede electrica da RAM - Tres

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